Система и способ безопасных операций управления скважиной

СИСТЕМА И СПОСОБ БЕЗОПАСНЫХ ОПЕРАЦИЙ УПРАВЛЕНИЯ СКВАЖИНОЙ В изобретении представлены система и способ для безопасного управления скважиной, которую бурят или которая была пробурена в подземном пласте, при которых обычный противовыбросовый превентор действует, чтобы закрывать буровую скважину от атмосферной среды после распознания события притока флюида. Давления флюида, равно как и скорости потока флюида, входящего в и исходящего из буровой скважины, измеряются и отслеживаются, чтобы точнее и с большей уверенностью определять давление гидравлического разрыва и поровое давление пласта и выполнять операции по управлению скважиной в ответ на событие притока флюида. При подозрении на событие притока флюида используется одно или более измерение потока и давления флюида, чтобы подтвердить событие притока флюида и безопасно восстановить управление скважиной путем выкачивания притока флюида из скважины через штуцерную линию, выдерживая давление внутри скважины в пределах конкретных, выбранных границ, таких как давление гидравлического разрыва и поровое давление.(71)(73) Заявитель и патентовладелец: СЕЙФКИК АМЕРИКАС ЛЛК (US) Область техники, к которой относится изобретение Данное изобретение относится, в общем, к системе и способу бурения, оснащения и ремонта нефтяных и/или газовых скважин. В частности, изобретение относится к управлению нефтяными и/или газовыми скважинами в период, когда противовыбросовый превентор (ВОР) закрыт или находится в процессе закрытия ввиду событий, таких как выбросы, которые происходят при бурении, оснащении, или во время ремонта скважины. Уровень техники При бурении подземных скважин флюид ("буровой раствор"), как правило, циркулирует в системе гидравлической циркуляции флюида, содержащей буровую установку и оборудование по обработке флюида, которое находится, по существу, на или близко к поверхности скважины (т.е. поверхности земли для береговой скважины и поверхности воды для морской скважины). Гидравлический насос качает флюид через внутренний канал бурильной колонны, через буровое сверло и назад к поверхности через кольцевое пространство между буровой скважиной и бурильной трубой. Первичная функция флюида заключается в поддержании первичного барьера внутри буровой скважины, чтобы не давать пластовым флюидам входить в буровую скважину и течь к поверхности. Противовыбросовый превентор (ВОР), у которого имеется ряд клапанов, которые могут выборочно закрываться, обеспечивает вторичный барьер, чтобы не дать пластовым флюидам бесконтрольно течь на поверхность. Чтобы достичь первичного барьера внутри буровой скважины с помощью флюида, гидростатическое давление флюида выдерживается на более высоком уровне, чем давление пластового флюида ("поровое давление"). Чтобы увеличить плотность флюида, во флюид можно добавлять утяжелители, обеспечивая тем самым, что гидростатическое давление всегда будет выше порового давления. Если при бурении буровой скважины попадается зона с более высоким поровым давлением, чем давление флюида внутри буровой скважины, в буровую скважину поступит приток пластового флюида. Такое происшествие является нежелательным событием и известно как получение "выброса". Та же самая ситуация может возникнуть не только при бурении, но также при оснащении, ремонте или вмешательстве в работу скважины. При получении выброса проникающая жидкость и/или газ пласта может "разжидить", или снизить,плотность флюида в кольцевом пространстве буровой скважины, так что в буровую скважину будет входить нарастающее количество пластового флюида. При таких обстоятельствах управление буровой скважиной может быть потеряно ввиду прорыва первичного барьера. Такое происшествие может быть замечено на буровой установке в виде (1) изменения давления в кольцевом пространстве буровой скважины, (2) изменения плотности флюида и/или (3) увеличения объема флюида в сборниках гидравлический системы ("объем емкости"). Когда выброс распознан, или есть подозрение, что он вошел в буровую скважину, циркуляцию флюида обычно стопорят, а буровую скважину останавливают/закупоривают путем закрывания ВОР. Затем отслеживается и измеряется нарастание давления в кольцевом пространстве буровой скважины, давление при увеличенном объеме емкости, давление в бурильной колонне при закрытом устье и давление в межтрубном пространстве. Пока скважина остановлена, также могут быть выполнены соответствующие расчеты для глушения скважины. Перед тем как возобновлять работу, может быть выполнена известная процедура глушения скважины, чтобы выкачать выброс из буровой скважины, закачать соответственно утяжеленный флюид ("флюид для глушения") в буровую скважину и обеспечить, чтобы управление скважиной было безопасно восстановлено. Как правило, намерением оператора, когда он выкачивает выброс из скважины и закачивает флюид для глушения, является обеспечить, чтобы в скважину не вошел новый выброс. Однако, если при выполнении этих задач в скважину входит новый выброс, состояние всей буровой скважины опять изменяется. Впоследствии оператор может потерять управление скважиной, потому что в результате предшествующего выброса отслеживаемый и измеряемый параметры являются неустановившимися и сбивающими с толку. Более того, будет сложнее обеспечить, чтобы процедуры управления скважиной успешно завершались, и оператор эффективно восстанавливал управление буровой скважиной, делая возможным возобновление работы. Одним из необходимых условий безопасного и эффективного глушения скважины и циркуляции соответствующего флюида для глушения является удержание давления внутри буровой скважины как можно более постоянным, выше порового давления пласта и ниже давления гидравлического разрыва пласта. Следовательно, первой задачей является обеспечить достоверные знания о поровом давлении и давлении гидравлического разрыва как функциях глубины, и должным образом рассчитать правильный вес флюида для циркуляции. Если при выкачивании выброса из буровой скважины давление внутри буровой скважины колеблется слишком сильно, то высок риск, что давление внутри буровой скважины упадет ниже давления пласта, и, пока идет процесс взятия под контроль первого выброса, будет получен второй. Альтернативно, если давление внутри буровой скважины колеблется и достигает давления гидравлического разрыва, порождаются утечки флюида в пласт. Это приводит к тому, что целостность буровой скважины подвергается серьезной опасности, и необходимые операции по управлению скважиной становятся гораздо более трудными. Как отмечалось ранее, таких сценариев следует избегать. Двумя наиболее распространенными способами циркулярного закачивания флюида для глушения и выкачивания выброса из буровой скважины являются метод бурильщика и метод ожидания и утяжеле-1 022742 ния. Метод бурильщика может применяться, когда утяжеленный раствор для глушения скважин еще не доступен для циркуляции. При методе бурильщика, чтобы вывести приток пластовых флюидов из буровой скважины, может использоваться исходный вес флюида. После этого утяжеленный буровой раствор для глушения скважин ("KWM") может закачиваться в бурильную трубу и буровую скважину. Хотя,чтобы привести в исполнение метод бурильщика, может потребоваться две циркуляции, этот способ может быть быстрее описываемого далее варианта. При методе ожидания и утяжеления или "инженерном" методе KWM подготавливается и затем прокачивается по бурильной колонне и по буровой скважине,чтобы удалить приток пластовых флюидов из буровой скважины и заглушить скважину за одну циркуляцию. Этот способ может быть предпочтительным, если нужно выдержать самое низкое давление в межтрубном пространстве, пока из буровой скважины выкачивается выброс, благодаря чему сводится к минимуму риск повредить обсадную колонну, раздробить пласт и/или создать подземное фонтанирование. Как при методе бурильщика, так и при методе ожидания и утяжеления внутри буровой скважины должно выдерживаться в целом постоянное давление, выше порового давления и ниже давления гидравлического разрыва. Однако метод бурильщика и метод ожидания и утяжеления подходят только для использования в часто встречающихся ситуациях управления скважиной. Существует несколько других, более сложных ситуаций, возникающих при восстановлении управления буровой скважиной, которые требуют более тонкого подхода. В ситуациях, когда буровое сверло находится над забоем, внутри буровой скважины нет бурильной колонны, или бурильная колонна расходится, нужны более сложные способы, такие как объемный метод, динамический объемный метод или метод смазки и травления, чтобы обеспечить восстановление управления скважиной. В некоторых случаях нет припуска, который бы позволял прокачивать приток, не дробя пласт. В таких случаях альтернатива состоит в том, чтобы вытеснить приток обратно в пласт, а не выкачивать приток из буровой скважины. Эти сложные способы труднее осуществлять, потому что необходимо управлять несколькими переменными, и эта сложность зачастую превышает возможности буровой бригады. Так, специалистов по управлению скважиной часто вызывают на буровую площадку, чтобы помочь с управлением скважины, если применяются эти более сложные способы управления скважиной. При обычном бурении скважины противовыбросовый превентор (ВОР) остается открытым, и возврат флюидов из скважины направляется через возвратный канал флюида на вибрационное сито и сборники гидравлический системы на поверхности. Таким образом, скважина бурится, будучи открытой для атмосферной среды и без возможности приложить давление к поверхности. Если в какой-то момент времени распознается показатель притока, ВОР закрывается, и инициируется процедура управления скважиной. Когда происходит приток флюида, это указывает на то, что давление внутри буровой скважины ниже, чем давление пласта, и что вес флюида следует увеличить, чтобы восстановить равновесное состояние. Как описывалось ранее, существует множество различных способов управления скважиной после распознавания притока флюида. Выбор предпочтительного способа управления скважиной зависит от многих факторов, включающих (но не ограничивающихся) структуру скважины, условия эксплуатации скважины на момент распознания притока, то, находится ли буровое сверло в забое или над забоем,расходится ли бурильная колонна и/или полностью ли бурильная колонна вышла из скважины. Описанные выше метод бурильщика и метод ожидания и утяжеления являются двумя наиболее популярными способами управления скважиной после распознания притока, когда буровое сверло находится в забое,однако другие способы и их варианты применяются в зависимости от конкретной буровой компании. Когда ВОР закрыт, возврат флюида отводится в штуцерный манифольд управления буровой скважиной через штуцерную линию, где один или более регулируемых штуцеров управляют давлением (т.е. противодавлением) в штуцерной линии и в кольцевом пространстве. Обычная процедура управления скважиной включает в себя несколько этапов, которые хорошо известны специалистам в области техники. Сначала скважину закупоривают, закрывая ВОР, чтобы измерить давления в кольцевом пространстве и внутри бурильной колонны, и тем самым обеспечить показатель количества дополнительного давления, необходимого для повторного балансирования скважины. Далее приток флюида выкачивают из скважины, при этом соответственным образом контролируют давление в скважине у поверхности, чтобы не дать второму притоку войти в буровую скважину (как отмечалось ранее, в некоторых случаях нет припуска, который бы позволял прокачивать приток, не дробя пласт, что влечет за собой решение вытеснить приток обратно в пласт, вместо того чтобы выкачивать его из буровой скважины). Далее утяжеленный раствор для глушения циркулирует по скважине, чтобы восстановить превышение гидростатического давления, которое является необходимым условием для многих буровых работ нефтяной и/или газовой скважины. Наконец, путем проверки давлений в кольцевом пространстве и внутри бурильной колонны получают подтверждение, что в скважине наблюдается превышение гидростатического давления, и поэтому можно снова открыть ВОР, чтобы возобновить работы. При выполнении обычной процедуры управления скважиной этапы осуществляют, опираясь на по-2 022742 казания давления, взятые в линии для закачки, называемые давление на стояке, и взятые в штуцерной линии, называемые давлением в межтрубном пространстве, и в некоторых случаях, на объем флюида в емкостях. Однако, опираясь исключительно на показания давления, бурильщик не имеет возможности в полной мере понять события в забое скважины, такие как уточнение превышения гидростатического давления, исходя из времени, когда был получен приток, подтверждение, что приток действительно вошел в буровую скважину, или обеспечение, чтобы скважина была под управлением. Более того, применение объема емкости в качестве индикатора состояния скважины при способе управления скважиной является далеким от достоверного. Кроме управления скважиной, ВОР может закрываться в силу других причин, таких как проведение испытания на разгерметизацию, чтобы определить давление гидравлического разрыва пласта. Однако существующие на данный момент системы и способы для определения давления гидравлического разрыва пласта и порового давления пласта недостоверны. Например, поровое давление, выведенное из показаний давления на стабилизированной поверхности стояка и давления в межтрубном пространстве, измеренных после закрытия ВОР, зачастую далеко от достоверного, и во многих случаях в буровую скважину нет притока. Опора исключительно на показания давления и неправильное их толкование приводит к этому результату. Более того, применение недостоверно измеренного давления гидравлического разрыва и порового давления может иметь серьезные последствия для экономики скважины. Например, поровое давление используется, чтобы определять новый вес бурового раствора/флюида, необходимый для циркуляции по скважине после того, как распознается выброс, чтобы вернуть скважину к превышению гидростатического давления. Таким образом, если поровое давление является недостоверным ввиду наличия в буровой скважине более легкого флюида, и не в результате ситуации пониженного гидростатического или динамического давления, типичной процедурой является невынужденное введение утяжеленного раствора для глушения в буровую скважину. Как отмечалось, неверное толкование невыбросовых событий, основанное исключительно на показаниях давления или измерениях объема емкости, может приводить к ложным сигналам овыбросах. Действием, которое может быть предпринято в ответ на эти ложные сигналы, является циркуляция флюида с невынужденным увеличением веса флюида, что в дальнейшем может привести к эксплуатационным проблемам, таким как нарушение циркуляции, прихват колонной трубы и/или низкая скорость проходки буровой скважины. Например, вес флюида, используемый для глушения скважины, выбирается гораздо больше необходимого, и тем самым вызываются серьезные проблемы, когда работы возобновляются. В определенных ситуациях это приводит к тому, что скважину преждевременно ликвидируют. Даже если скважину не ликвидируют, огромное количество ресурсов, растрачиваемых из-за недостатка точности и управляемости существующих способов управления скважиной, дорого обходится. Более того, неверное толкование событий в забое скважины может во многих случаях приводить к получению вторичных притоков при попытках взять под контроль первый выброс. Это может привести и зачастую приводит к фонтанированиям скважины. Например, в 2008 г. только в Соединенных Штатах произошло 28 неконтролируемых фонтанирований. Brian Kraus, Drilling Contractor, Jul./Aug. 2009, at 10001. Большинство этих фонтанирований причинило материальный ущерб, некоторые нанесли вред окружающей среде и по меньшей мере одно фонтанирование привело к тому, что трассу с оживленным движением перенаправили, потому что пожар на буровой площадке был слишком близко. Другой причиной,по которой многие выбросы могут выйти из-под контроля и обернуться разрушительными фонтанированиями, является недостаток опыта и знаний касательно таких событий у персонала на буровой площадке. Во многих случаях персонал на объекте не способен разобраться в ситуации притока флюида, выполнить необходимые расчеты и/или должным образом осуществить необходимые процедуры управления скважиной. Повышение безопасности и управляемости операций по управлению скважиной после закрытия ВОР является главной заботой на большинстве буровых установок по всему миру. В попытке усовершенствовать процедуры управления скважиной и безопасность проведения обычных работ в целом в последнее время было разработано несколько систем и способов, которые сосредотачиваются на усовершенствовании распознавания выброса, в то время как другие концентрируются на более достоверном управлении давлениями при циркуляции выброса и замещении бурового раствора для глушения. Однако большинство этих систем и способов опирается исключительно на отслеживание и измерение давления,чтобы восстановить управление скважиной после того, как закрывается ВОР. Хотя измерения давления могут в определенных редких случаях обеспечивать хороший показатель событий внутри буровой скважины при закрытом ВОР, одни только измерения давления не обеспечивают полного и всестороннего понимания того, какие события происходят в забое скважины. Точно так же, одни только измерения давления не обеспечивают, что ложные показатели выбросов исключаются, или не позволяют достоверно оценивать давление гидравлического разрыва и поровое давление. Учитывая проблемы, связанные с существующими на данный момент стратегиями управления скважиной, когда ВОР закрыто, усовершенствованная система и способ управления скважиной обеспечивают несколько преимуществ. Данная заявка основана на предварительной заявке на патент США номер 61/311,166, поданной 5 марта 2010 г., включенной в данное изобретение посредством ссылки. Раскрытие изобретения Задачей изобретения является достижение одного или более из перечисляемых ниже пунктов: предоставить систему и способ, которые сделали бы возможной безопасную остановку буровых работ в ответ на распознанное или подозреваемое начало события выброса; предоставить систему и способ для управления нефтяными и/или газовыми скважинами после закрытия противовыбросового превентора; предоставить систему и способ для более достоверного определения давления гидравлического разрыва и порового давления пласта; предоставить систему и способ для подтверждения, достаточен ли вес флюида, чтобы гидростатически сбалансировать открытые пласты, и, в случае подтверждения, для определения достоверного значения увеличения веса флюида, необходимого, чтобы восстановить гидростатический баланс или превышение давления; предоставить систему и способ для управления давлением на любой конкретной, выбранной глубине внутри буровой скважины в пределах заданных границ, таких как давление гидравлического разрыва пласта и поровое давление пласта; предоставить систему и способ для поддерживания управления нефтяными и/или газовыми скважинами, так чтобы бурение и другие работы на этих скважинах могли проводиться в чувствительных пластах; предоставить систему и способ, снижающие риск фонтанирований скважины, которые могут привести к человеческим и/или материальным потерям; предоставить систему и способ для улучшения практического обучения и оценки компетентности с применением оборудования управления скважиной буровой установки; предоставить систему и способ для управления нефтяной и/или газовой скважиной, такие, чтобы специалисты, которые не находятся на буровой площадке, могли раньше подключаться к процедурам управления скважиной; предоставить систему и способ для сбора, интерпретации и отображения данных, относящихся к управлению скважиной, для своевременного и эффективного участия в процедурах управления скважиной специалистов, которые находятся на расстоянии от буровой установки. Специалисты в области техники поймут другие цели, отличительные признаки и преимущества изобретения из приводимого далее описания и графических материалов. Одна или более из определенных выше задач, а также другие отличительные признаки и преимущества изобретения включены в систему и способ для отслеживания и управления нефтяной и/или газовой скважиной только до и/или после закрытия обычного противовыбросного превентора (ВОР), связанного со скважиной. При нормальных работах, при которых ВОР закрыт, или при работах, при которых ВОР закрывается в ответ на любое подозрение, знак или показатель притока флюида, предпочтительный вариант осуществления системы и способа изобретения (1) измеряет и отслеживает как давления, так и скорости потока, входящего и исходящего из буровой скважины, начиная с момента, когда ВОР закрывается, и работа прерывается, и пока ВОР не откроется снова, чтобы возобновить работы, (2) измеряет и отслеживает как давление, так и скорости потока, входящего и исходящего из скважины, так, чтобы предоставить более достоверное определение порового давления и давления гидравлического разрыва, что используется для безопасного восстановления управления скважиной перед возобновлением работ, и/или(3) использует данные об измеренном давлении и скорости потока, чтобы выполнять операции по управлению скважиной с большей точностью, управляемостью и уверенностью. В предпочтительном варианте осуществления изобретения устройство для измерения скорости потока флюида, такое как измеритель объема флюида или массовой скорости потока, расположено в пределах штуцерной линии между буровым штуцерным манифольдом и газовым сепаратором для удаления газа из бурового раствора, чтобы измерять и отслеживать скорость потока флюида, исходящего из буровой скважины через штуцерную линию в период, когда обычный ВОР закрыт для какой-либо конкретной операции или в ответ на какой-либо знак или показатель события притока флюида. Устройство для измерения скорости потока также расположено в пределах линии для закачки флюида, чтобы все время измерять и отслеживать скорость потока флюида, входящего в буровую скважину. Давление в стояке и в межтрубном пространстве также измеряется и отслеживается посредством измерения и отслеживания давлений в пределах линии для закачки флюида и штуцерной линии соответственно при помощи устройств для измерения давления. Все релевантные данные предпочтительно извлекаются и передаются на центральный блок управления перед, во время и после того, как обычный ВОР закрывают для какойлибо конкретной операции или в ответ на предполагаемое событие притока флюида. Эти данные предпочтительно хранятся на буровой площадке, но также доступны в режиме реального времени специалистам, которые находятся на расстоянии от скважины. Таким образом, релевантные данные управления скважиной можно сделать доступными для специалистов по управлению скважиной во время событий управления скважиной до того, как специалисты прибудут на место. Измеренные скорости потока флюида и давления флюида позволяют подтвердить предполагаемое событие притока флюида и с большей достоверностью определить поровое давление и давление гидрав-4 022742 лического разрыва пласта, как описывается далее в этом изобретении. Исходя из достоверно определенного порового давления и давления гидравлического разрыва, центральный блок управления управляет устройством для управления потоком, расположенным в штуцерной линии, чтобы приложить противодавление к скважине, так чтобы выдержать давление внутри буровой скважины в пределах заданных или обусловленных границ, включающих (но не ограничивающихся) поровое давление и давление гидравлического разрыва, во время всей процедуры управления скважиной. Подтверждение подозреваемого притока флюида и определение достоверного порового давления также позволяет определять правильный вес флюида, такой, чтобы восстановить повышенное гидростатическое давление для продолжения работы. Более того, исходя из измеренных скоростей потока и/или давлений, одно или более давление из давления на стояке, давления в межтрубном пространстве и давления в заданной точке внутри буровой скважины может управляться вручную или автоматически, чтобы способствовать операциям по управлению скважиной. Такие операции по управлению скважиной могут включать выкачивание притока флюида из буровой скважины и/или внедрение утяжеленного флюида в буровую скважину, благодаря чему более легкий флюид смещается из буровой скважины, или приток флюида вытесняется обратно в пласт. Система также способствует практическому обучению для буровой бригады, равно как и выполнению оценки компетентности буровой бригады с применением действующего оборудования по управлению буровой скважиной. Краткое описание чертежей В качестве иллюстрации, но не ограничения, здесь и далее изобретение подробно описывается на основе сопутствующих чертежей: на фиг. 1 показано схематическое отображение предпочтительного варианта осуществления системы, в которой устройства для измерения скорости потока флюида расположены в линии для закачки флюида и в штуцерной линии ниже устройства для управления потоком, чтобы измерять скорость потока флюида, входящего и исходящего из буровой скважины, пока обычный противовыбросовый превентор закрыт; на фиг. 2 - схематическое отображение альтернативного предпочтительного варианта осуществления системы, показанной на фиг. 1, в котором устройство для измерения скорости потока флюида, расположенное в штуцерной линии, занимает позицию выше устройства для управления потоком, чтобы измерять скорость потока флюида, исходящего из буровой скважины, пока обычный противовыбросовый превентор закрыт; на фиг. 3 - схематическое отображение альтернативного предпочтительного варианта осуществления системы, показанной на фиг. 1, в которой устройства для измерения скорости потока расположены в штуцерной линии как выше, так и ниже устройства для управления потоком, чтобы измерять скорость потока, исходящего из буровой скважины, и устройства для измерения давления расположены в штуцерной линии как выше, так и ниже устройства для управления потоком, чтобы измерять давление в штуцерной линии; на фиг. 4 - схематическое отображение альтернативного предпочтительного варианта осуществления системы, показанной на фиг. 1, в которой устройства для измерения скорости потока флюида и давления расположены в каждой из линий глушения и закачки флюида (и в штуцерной линии), чтобы измерять скорость и давление потока флюида, входящего в (и исходящего из) буровую скважину, пока обычный противовыбросовый превентор закрыт; на фиг. 5 - иллюстрация, показывающая, что измеренные и/или рассчитанные данные буровой установки и команды могут передаваться между центральным блоком управления буровой установки и удаленными устройствами пользовательского интерфейса; на фиг. 6 - блок-схема, показывающая общую процедуру для вычисления гидростатического давления флюида в скважине на заданной глубине скважины; на фиг. 7 - блок-схема, показывающая общую процедуру для расчета потерь на трение/давления флюида, циркулирующей по кольцевому пространству буровой скважины. Осуществление изобретения Предпочтительный вариант осуществления изобретения частично исправляет один или более недостатков предшествующего уровня техники и содержит в себе по меньшей мере одну из ранее определенных целей. Как показано на фиг. 1, предпочтительный вариант осуществления буровой системы 10 включает трубчатую бурильную колонну 20, свешенную с буровой установки 90. Бурильная колонна 20 содержит нижний конец 22, который проходит вниз через блок 30 ВОР и входит в ствол скважины/буровую скважину 12. Буровое сверло 26 прикреплено к нижнему концу 22 бурильной колонны 20. Привод бурильной колонны или поворотное устройство 38, содержащее либо систему вращательного привода (не показано), либо систему 38 верхнего привода, функционально соединено с верхним концом 24 бурильной колонны 20 для поворачивания или вращения бурильной колонны 20 вместе с буровым сверлом 26 в стволе скважины 12. Обычный насос 40 для поверхностного флюида/бурового раствора выкачивает флюид из резервуара 42 для поверхностного флюида через линию 48 для закачки флюида через верхний конец 24 бурильной колонны 20 вниз по внутренней части бурильной колонны 20 через буровое сверло 26 и закачивает в заколонное пространство 18. Заколонное пространство 18 создается посредством действия поворачивания бурильной колонны 20 и прикрепленного бурового сверла 26 в стволе скважины 12 и определяется кольцевым пространством между внутренней частью/внутренней стенкой или диаметром ствола скважины 12 и внешней частью/внешней поверхностью или диаметром бурильной колонны 20. Обычный блок 30 ВОР соединен с обсадной трубой 16 скважины посредством устьевой муфты 28. Как правило, блок 30 ВОР содержит одну или более трубную плашку, одну или более срезающую плашку и один или более кольцевой ВОР 32. Когда бурение останавливают (т.е. привод 38 бурильной колонны больше не поворачивает бурильную колонну 20 и буровое сверло 26), один или более обычный кольцевой ВОР 32 могут закрыть, чтобы эффективно закрыть заколонное пространство 18/буровую скважину 12 от атмосферной среды. Линия 54 глушения соединяет линию 48 для закачки флюида посредством нагнетательного манифольда 84 и обычный блок 30 ВОР посредством клапана 34 линии глушения. Линия 54 глушения делает возможным гидравлическое соединение между обычным насосом 40 для поверхностного флюида/бурового раствора и кольцевым пространством 18 буровой скважины, когда клапан 34 линии глушения и клапанная арматура в нагнетательном манифольде 84 открыты. Таким образом, пока ВОР 32 закрыт, обычный насос 40 для поверхностного флюида/бурового раствора может использоваться,чтобы выкачивать флюид из резервуара 42 в заколонное пространство 18 посредством линии 48 для закачки флюида, нагнетательного манифольда 84, линии 54 глушения, клапана 34 линии глушения и блока 30 ВОР. Альтернативно, пока ВОР 32 закрыт, обычный насос 40 для поверхностного флюида/бурового раствора может использоваться, чтобы выкачивать флюид из резервуара 42 в заколонное пространство 18 посредством линии 48 для закачки флюида, нагнетательного манифольда 84, бурильной колонны 20 и бурового сверла 26. Штуцерная линия 56 соединяется между обычным блоком 30 ВОР посредством клапана 36 штуцерной линии и резервуаром 42 для поверхностного флюида посредством бурового штуцерного манифольда 86 управления скважиной. Буровой штуцерный манифольд 86 управления скважиной содержит устройство 70 для управления потоком, такое как штуцер, расположенный в штуцерной линии 56. Устройство 70 для управления потоком управляет скоростью потока через штуцерную линию 56, тем самым управляя давлением выше устройства 70 для управления потоком и, таким образом, противодавлением на кольцевое пространство 18 буровой скважины, пока ВОР 32 закрыт. Газосепаратор 46 для бурового раствора и вибрационное сито 44 также предпочтительно гидравлически соединены посредством флюида со штуцерной линией 56 и занимают позицию между устройством 70 для управления потоком и резервуаром 42 для поверхностного флюида. Таким образом, когда клапан 36 штуцерной линии и устройство 70 для управления потоком открываются после того, как ВОР 32 закрывается, флюид из заколонного пространства 18 получает возможность течь вверх через блок 30 ВОР, через клапан 36 штуцерной линии,через штуцерную линию 56, через буровой штуцерный манифольд 86 управления скважиной, через газосепаратор 46 для бурового раствора, через вибрационное сито 44 и в резервуар 42 для поверхностного флюида. После распознавания притока флюида бурение прекращают (т.е. привод 38 бурильной колонны перестает вращать бурильную колонну 20 и буровое сверло 26), и один или более обычных ВОР 32 закрывают (т.е. ствол скважины 12 и заколонное пространство 18 закрывают от атмосферной среды). В зависимости от конкретной процедуры управления скважиной, принятой буровой компанией, и геометрии/конфигурации буровой скважины, флюид может закачиваться в буровую скважину 12 исключительно через бурильную колонну 20, исключительно через линию глушения 54 или через бурильную колонну 20 и линию 54 глушения. На некоторых буровых установках с соответствующими линиями и клапанной арматурой (не показано) флюид может вводиться в кольцевое пространство 18 при помощи штуцерной линии 56. Если флюид нужно качать исключительно через линию 54 глушения, то клапан 34 линии глушения открывают и клапанной арматуре в нагнетательном манифольде 84 придают такую конфигурацию, чтобы она гидравлически соединяла линию 48 для закачки флюида с линией 54 глушения, тем самым позволяя насосу 40 закачивать флюид прямо в кольцевое пространство 18 буровой скважины. Клапанной арматуре в нагнетательном манифольде 84 также придается такая конфигурация, чтобы она стопорила поток между линией 48 для закачки флюида и бурильной колонной 20. При этой конфигурации линия 48 для закачки флюида, нагнетательный манифольд 84, линия 54 глушения, блок 30 ВОР, кольцевое пространство 18 буровой скважины и штуцерная линия 56 определяют путь протекающего флюида через ствол скважины 12. Если флюид нужно качать исключительно через бурильную колонну 20, то клапан 34 линии глушения закрывают и клапанной арматуре в нагнетательном манифольде 84 придают такую конфигурацию, чтобы она обеспечивала поток между линией 48 для закачки флюида и верхним концом 24 бурильной колонны 20 и стопорила поток, входящий в линию 54 глушения. При этой конфигурации нагнетательный манифольд 84, линия 48 для закачки флюида, бурильная колонна 20, кольцевое пространство 18 буровой скважины и штуцерная линия 56 определяют путь протекающего флюида через ствол скважины 12. Если для закачивания флюида в кольцевое пространство 18 буровой скважины нужно использовать как линию 54 глушения, так и бурильную колонну 20, то клапан 34 линии глушения открывают и кла-6 022742 панной арматуре в нагнетательном манифольде 84 придают такую конфигурацию, чтобы она обеспечивала поток флюида из линии 48 для закачки флюида как в линию 54 глушения, так и в верхний конец 24 бурильной колонны 20. Как правило, после того, как приток распознан, ВОР 32 закрывают и давление в стояке и в межтрубном пространстве измеряют, чтобы подтвердить и оценить интенсивность притока и определить увеличение веса флюида, необходимое для циркуляции по буровой скважине 12. Флюид с большим весом качается через бурильную колонну 20 и/или линию 54 глушения, чтобы увеличить вес флюида в пределах заколонного пространства 18. Увеличенный вес флюида увеличивает статическое давление,оказываемое флюидом в пределах буровой скважины 12, что не дает дополнительному притоку войти в кольцевое пространство 18 буровой скважины из пласта 14. Чтобы прокачать более тяжелый флюид через буровую скважину 12 и любой приток флюида выкачать из буровой скважины 12 до тех пор, пока обычный ВОР 32 закрыт, клапан 36 штуцерной линии открывают, чтобы позволить такому флюиду течь под давлением вверх из заколонного пространства 18 через клапан 36 штуцерной линии, в штуцерную линию 56, через устройство 70 для управления потоком и назад в резервуар 42 для поверхностного флюида. Устройство 70 для управления потоком управляет скоростью проходящего через него потока флюида и, таким образом, противодавлением на буровую скважину 12 и кольцевое пространство 18 буровой скважины, предпочтительно контролируя или регулируя размер отверстия (не показано), через которое флюиду позволяется течь по штуцерной линии 56. Отверстие большого размера равнозначно большему сквозному потоку и пониженному противодавлению, тогда как отверстие малого размера равнозначно меньшему сквозному потоку и повышенному противодавлению. Применение устройств для управления потоком, чтобы ограничивать поток через трубу или выкидную линию, хорошо известно специалистам в области техники. Такие устройства для управления потоком содержат (но не ограничиваются) штуцеры, отверстия регулируемого размера и различные клапаны. Центральный блок 80 управления предпочтительно размещен и спроектирован так, чтобы получать сигналы измерений от множества устройств для измерения, использовать полученные сигналы, чтобы генерировать сигналы управления, чтобы управлять устройством 70 для управления потоком и проходящим через него потоком, и передавать эти сигналы управления на устройство 70 для управления потоком, тем самым управляя потоком через штуцерную линию 56. Центральным блоком 80 управления может быть вычислительное устройство любого типа, предпочтительно имеющее установленный на нем пользовательский интерфейс и программное обеспечение 81, такое как компьютер, который способен к(но не ограничен) выполнению одной или более из следующих задач: получение сигналов от различных устройств для измерения, преобразование полученных сигналов в пригодный для вычисления и/или отслеживания вид, применение преобразованных сигналов для вычисления и/или отслеживания желаемых параметров, генерирование сигналов, показывающих вычисленные параметры, и передача сгенерированных сигналов. По отношению к устройству 70 для управления потоком центральный блок 80 управления предпочтительно размещен и спроектирован так, чтобы передавать сгенерированные сигналы управления беспроводным способом или посредством проводной связи (показано пунктиром на фиг. 1-4) на устройство 70 для управления потоком. Сигналы управления, получаемые устройством 70 для управления потоком от центрального блока 80 управления, заставляют отверстие устройства 70 для управления потоком либо полностью открываться, либо полностью закрываться, либо открываться или закрываться до какой-то промежуточной позиции. Хотя устройство 70 для управления потоком может управляться автоматически центральным блоком 80 управления, как описано выше, устройство 70 для управления потоком также может управляться вручную оператором, чтобы регулировать скорость потока флюида или давление посредством устройства 70 для управления потоком по усмотрению оператора. Как показано на фиг. 1, устройство 50 для измерения скорости потока флюида на выходе, такое как измеритель объемной или массовой скорости потока, предпочтительно используется, чтобы измерять скорость потока флюида, исходящего из буровой скважины 12, пока обычный противовыбросовый превентор 32 закрыт. Таким устройством 50 для измерения скорости потока флюида предпочтительно является кориолисовый измеритель скорости потока, ультразвуковой измеритель скорости потока, магнитный измеритель скорости потока или лазерный оптический измеритель скорости потока, но может быть любой пригодный тип, известный специалистам в области техники. Устройство 50 для измерения скорости потока флюида на выходе размещено и спроектировано так, чтобы генерировать сигнал Fвых(t), который показывает фактическую скорость потока, выходящего из буровой скважины 12 через штуцерную линию 56, как функцию времени (t). Устройство 50 для измерения скорости потока флюида на выходе передает сигнал Fвых(t) предпочтительно в режиме реального времени на центральный блок 80 управления, который получает и обрабатывает сигнал. Устройство 50 для измерения скорости потока флюида на выходе предпочтительно расположено в штуцерной линии 56 между устройством 70 для управления потоком и газосепаратором 46 для бурового раствора. Однако, как показано на фиг. 2, устройство 50 для измерения скорости потока флюида на выходе может альтернативно располагаться в штуцерной линии 56 выше по потоку устройства 70 для управления потоком (т.е. между кольцевым пространством 18 буровой скважины и устройством 70 для управления потоком). В альтернативном предпочтительном варианте осуществления, показанном на фиг. 3, устройство 50 для измерения скорости потока флюида на выходе расположено в штуцерной линии 56 ниже по потоку устройства 70 для управления потоком (т.е. между устройством 70 для управления потоком и газосепаратором 46 для бурового раствора), и второе устройство 58 для измерения скорости потока флюида на выходе расположено в штуцерной линии 56 выше по потоку устройства 70 для управления потоком. Устройства 50, 58 для измерения скорости потока флюида на выходе подобным образом размещены так,чтобы генерировать сигнал Fвых(t) и сигнал Fвых 2(t), соответственно показывающие фактические скорости потока, исходящего из буровой скважины 12 через штуцерную линию 56 в местах соответствующих измерительных устройств 50, 58, как функцию времени (t). Устройства 50, 58 для измерения скорости потока флюида на выходе передают свои соответствующие сигналы Fвых(t) и Fвых 2(t) предпочтительно в режиме реального времени на центральный блок 80 управления, который получает и обрабатывает сигнал. Флюид выше по потоку устройства 70 для управления потоком может испытывать более высокое давление, чем флюид ниже по потоку устройства 70 для управления потоком. Поэтому применение первого 50 и второго 58 устройства для измерения скорости потока флюида на выходе обеспечивает анализ сжимаемости флюида и лучшее понимание объемного расширения флюида как функцию давления, что делает возможным более достоверное измерение скорости потока флюида, исходящего из ствола скважины 12. Эффекты турбулентности также можно определять и тем самым контролировать с помощью двух устройств 50, 58 для измерения скорости выходного потока, размещенных последовательно. Возвращаясь к фиг. 1, устройство 52 для измерения скорости потока флюида на входе, такое как измеритель объемной или массовой скорости потока, предпочтительно используется, чтобы измерять скорость потока флюида в буровой скважине 12, пока обычный противовыбросовый превентор 32 закрыт. Устройством 52 для измерения скорости потока флюида на входе предпочтительно является кориолисовый измеритель скорости потока, ультразвуковой измеритель скорости потока, магнитный измеритель скорости потока или лазерный оптический измеритель скорости потока, но может быть любой пригодный тип, известный специалистам в области техники. Альтернативно, даже простое устройство,измеряющее число ходов поршня обычного насоса 40 для поверхностного флюида/бурового раствора как функцию времени, может служить устройством для измерения скорости потока флюида на входе. Устройство 52 для измерения скорости потока флюида на входе размещено и спроектировано так, чтобы генерировать сигнал Fвх(t), который показывает фактическую скорость потока флюида через линию 48 для закачки флюида (т.е. подводящую линию, спаренную между насосом 40 и бурильной колонной 20) как функцию времени (t). Устройство 52 для измерения скорости потока флюида на входе передает сигнал Fвх(t) в режиме реального времени на центральный блок 80 управления, который получает и обрабатывает сигнал. Устройство 52 для измерения скорости потока флюида на входе предпочтительно расположено в линии 48 для закачки флюида между обычным насосом 40 для поверхностного флюида/бурового раствора и нагнетательным манифольдом 84, так что устройство 52 для измерения скорости потока флюида на входе измеряет скорость потока флюида, входящего в ствол скважины 12, независимо от того, течет ли флюид через бурильную колонну 20 или через линию 54 глушения. Альтернативно, как показано на фиг. 4, устройство 52 для измерения скорости потока флюида на входе расположено в линии 48 для закачки флюида между обычным насосом 40 для поверхностного флюида/бурового раствора и нагнетательным манифольдом 84, а второе устройство 60 для измерения скорости потока флюида на входе расположено в линии 54 глушения. Устройство 52 для измерения скорости потока флюида на входе размещено и спроектировано так, чтобы генерировать сигнал Fвх(t), который показывает фактическую скорость потока, входящего в буровую скважину 12 через линию 48 для закачки, как функцию времени (t). Второе устройство 60 для измерения скорости потока флюида на входе размещено и спроектировано так, чтобы генерировать сигнал Fвх 2(t), который показывает фактическую скорость потока, входящего в буровую скважину 12 через линию глушения 54 (т.е. подводящую линию, соединенную между нагнетательным манифольдом 84 и кольцевым пространством 18 буровой скважины), как функцию времени (t). Устройства 52, 60 для измерения скорости потока флюида на входе передают свои соответствующие сигналы Fвх(t) и Fвх 2(t) предпочтительно в режиме реального времени на центральный блок 80 управления, который получает и обрабатывает сигнал. Исходя из полученных сигналов центральный блок 80 управления рассчитывает общую скорость потока флюида, входящего в буровую скважину 12, независимо от того, идет ли поток флюида только через бурильную колонну 20,только через линию 54 глушения или через сочетание обеих. Как отмечалось ранее, устройства 52, 60 для измерения скорости потока на входе и устройства 50,58 для измерения скорости потока на выходе предпочтительно посылают сигналы скорости потока в режиме реального времени на центральный блок 80 управления, тем самым позволяя непрерывно отслеживать скорость потока флюида, входящего в и исходящего из буровой скважины 12, посредством центрального блока 80 управления, пока обычный ВОР 32 закрыт. Потоком флюида из ствола скважины 12 через штуцерную линию 56 управляют вручную или автоматически центральным блоком 80 управления посредством устройства 70 для управления потоком. Потоком флюида в кольцевом пространстве 18 буровой скважины по линии 48 для закачки флюида и/или линии 54 глушения также можно управлять центральным блоком 80 управления посредством манипулирования клапанной арматурой в нагнетательном манифольде 84, чтобы выбрать определенный путь потока флюида, чтобы уменьшить поток через определенный путь потока флюида, или застопорить поток через определенную линию. Альтернативно, центральный блок 80 управления может автоматически управлять, или оператор может вручную управлять,потоком флюида, входящим в кольцевое пространство 18 буровой скважины, путем усиления, ослабления или остановки работы обычного насоса 40 для поверхностного флюида/бурового раствора. Как показано на фиг. 1, устройство 62 для измерения давления на входе, такое как датчик давления,расположено в линии 48 для закачки флюида вблизи нагнетательного манифольда 84. Однако датчик 62 давления на входе может альтернативно располагаться в другом месте в линии 48 для закачки флюида,но предпочтительно в непосредственной близости к устройству 52 для измерения скорости потока на входе. Устройство 62 для измерения давления на входе размещено и спроектировано так, чтобы генерировать сигнал Рвх(t, который показывает давление в линии 48 для закачки флюида (т.е. давление на стояке) как функцию времени (t). Устройство 62 для измерения давления на входе передает сигнал Рвх(t) предпочтительно в режиме реального времени на центральный блок 80 управления, который получает и обрабатывает сигнал. Как показано на фиг. 4, устройство 62 для измерения давления на входе расположено в линии 48 для закачки флюида, как описано выше, однако второе устройство 66 для измерения давления на входе связано со вторым устройством 60 для измерения скорости потока на входе, занимающим позицию в линии 54 глушения. Таким образом, устройство для измерения давления на входе предпочтительно связано с каждым из множества устройств для измерения скорости потока на входе. Второе устройство 66 для измерения давления на входе размещено и спроектировано так, чтобы генерировать сигнал Рвх 2(t), который показывает давление в линии 54 глушения как функцию времени (t). Устройства 62, 66 для измерения давления на входе передают свои соответствующие сигналы Рвх(t) и Рвх 2(t) предпочтительно в режиме реального времени на центральный блок 80 управления, который получает и обрабатывает сигналы. Возвращаясь к фиг. 1, устройство 64 для измерения давления на выходе, такое как датчик давления,расположено в штуцерной линии 56, предпочтительно вблизи бурового штуцерного манифольда 86 управления скважиной и выше устройства 70 для управления потоком. Устройство 64 для измерения давления на выходе размещено и спроектировано так, чтобы генерировать сигнал Рвых(t), который показывает давление в штуцерной линии 56 как функцию времени (t). Когда датчик 64 давления на выходе расположен выше устройства 70 для управления потоком, датчик давления измеряет давление, показывающее давление в межтрубном пространстве (или давление в штуцерном манифольде на плавучих буровых установках). Устройство 64 для измерения давления на выходе передает сигнал Рвых(t) в режиме реального времени на центральный блок 80 управления, который получает и обрабатывает сигнал. В альтернативном варианте осуществления, как показано на фиг. 3, датчик 64 давления на выходе расположен вблизи бурового штуцерного манифольда 86 управления скважиной, как описано выше, а второй датчик 68 давления на выходе расположен ниже по потоку устройства 70 для управления потоком в непосредственной близости к устройству 50 для измерения скорости выходного потока. Устройство 64 для измерения давления на выходе размещено и спроектировано так, чтобы генерировать сигнал Рвых(t),который показывает давление в штуцерной линии 56 (т.е. давление в межтрубном пространстве) выше по потоку устройства 70 для управления потоком как функцию времени (t). Второй датчик 68 давления на выходе размещен и спроектирован так, чтобы генерировать сигнал Рвых 2(t), который показывает давление в штуцерной линии 56 ниже по потоку устройства 70 для управления потоком. Устройства 64, 68 для измерения давления на выходе передают свои соответствующие сигналы Рвых(t) и Рвых 2(t) предпочтительно в режиме реального времени на центральный блок 80 управления, который получает и обрабатывает сигналы. Используя эту систему, оператор предпочтительно отслеживает скорости потока в дополнение к измерениям давления, чтобы подтвердить, что давление внутри буровой скважины 12 выдерживается между приемлемо высокой и низкой границами давления, между такими как поровое давление и давление гидравлического разрыва пласта 14. Этот способ значительно увеличивает достоверность управления скважиной по сравнению со способами, использующими обычную систему, в которой оператор отслеживает только измерения давления. В дополнение к подтверждению, что давление внутри буровой скважины 12 находится между заданными границами, раскрываемая здесь система также контролирует, чтобыдавление находилось между такими заданными границами. Это тоже вносит вклад в повышение достоверности управления скважиной. Как показано на фиг. 1-4, устройство 76 для измерения температуры на входе расположено в линии 48 для закачки флюида, предпочтительно выше по потоку нагнетательного манифольда 84, а устройство 78 для измерения температуры на выходе расположено в штуцерной линии 56, предпочтительно ниже бурового штуцерного манифольда 86 управления скважиной, чтобы генерировать сигналы Твх(t) и Твых(t) соответственно. Сигналы Твх(t) и Твых(t) от этих необязательных устройств 76, 78 для измерения температуры передаются на центральный блок 80 управления, который размещен и спроектирован их получать. Устройствами 76, 78 для измерения температуры может быть любое устройство, известное специалистам в области техники, измеряющее температуру, включая (но не ограничиваясь) термометры и термопары. Как хорошо известно в области техники, такие температурные данные могут использоваться, чтобы от-9 022742 регулировать расчет свойств флюида, которые являются функцией давления и температуры, таких как плотность и другие реологические свойства. Расчеты свойства флюида предпочтительно выполняют в ответ на любые измеренные, полученные в режиме реального времени изменения температуры флюида,тем самым повышая достоверность всей системы 10. Центральный блок 80 управления размещен и спроектирован так, чтобы получать сигналы, сгенерированные устройствами 50, 52, 58, 60 для измерения скорости потока флюида, устройствами 62, 64, 66,68 для измерения давления и устройствами 76, 78 для измерения температуры. Как показано на фиг. 1,центральный блок 80 управления получает эти сигналы посредством проводных связей (показаны пунктиром), соединенных между соответственными измерительными устройствами 50, 52, 62, 64, 76, 78 и центральным блоком 80 управления. Фиг. 3 дополнительно показывает, что центральный блок 80 управления получает сигналы, сгенерированные устройством 58 для измерения скорости потока флюида и устройством 68 для измерения давления. Подобным образом, фиг. 4 дополнительно показывает, что центральный блок 80 управления получает сигналы, сгенерированные устройством 60 для измерения скорости потока флюида и устройством 66 для измерения давления. Альтернативно, каждое из измерительных устройств может беспроводным способом передавать сгенерированные сигналы любым образом, известным специалистам в области техники, таким как сотовая связь, передача инфракрасным сигналом или звукопередача. В таких беспроводных вариантах осуществления центральный блок 80 управления размещен и спроектирован так, чтобы получать и интерпретировать такие беспроводные передачи. Как в целом показано на фиг. 5, сами данные буровой установки от центрального блока 80 управления, включая (но не ограничиваясь) полученные сигналы (например, скорость потока, измерения давления и температуры), вычисленные параметры (например, давление гидравлического разрыва и поровое давление), сигналы управления (например, управлять потоком через штуцерную линию 56 посредством устройства 70 для управления потоком) и т.д., могут передаваться удаленным образом путем установления канала связи, например посредством спутника 97, проводного соединения и/или беспроводного соединения и т.д., между центральным блоком 80 управления буровой установки 90 и удаленным блоком,таким как другой компьютер 91, 99, запоминающее устройство 93 (например, сервер) и/или мобильное устройство 95 (например, смартфон). Таким образом, данные буровой установки могут быть доступными в режиме реального времени для персонала, который находится на расстоянии от буровой установки 90. Это позволяет специалистам по управлению скважиной взаимодействовать с и/или руководить буровой бригадой, которая находится на месте как до, так и после того, как обычный ВОР 32 закрывается ввиду распознания события притока флюида, тем самым помогая толковать данные и наилучшим образом направлять действия, чтобы поддерживать или восстанавливать управление скважиной 12. Специалисты в области техники легко поймут, что специалисты по управлению скважиной, отслеживая и/или направляя действия персонала на месте на правильные процедуры управления скважиной, могут передавать команды (например, сигналы управления) на центральный блок 80 управления и/или на другие компоненты системы (например, устройство 70 для управления потоком, насос 40, и т.д.), которые восприимчивы к таким командам, чтобы восстановить управление скважиной. При операциях по управлению скважиной такие удаленно передаваемые команды могут быть совместными с или замещать собой действия персонала на месте. В альтернативном варианте осуществления сигналы скорости потока, давления и температуры, передаваемые различными устройствами 50, 52, 58, 60, 62, 64, 66, 68, 76, 78 для измерения, могут передаваться прямо на удаленно расположенный компьютер 91, 93, 99 или мобильные устройства 95,такие как смартфоны, минуя тем самым какие-либо центральные блоки 80 управления. В таком варианте осуществления специалисты по управлению скважиной, которые находятся на расстоянии, посылают команды прямо на устройство 70 для управления потоком, насос 40 и другое оборудование (например,клапан 36 штуцерной линии, клапан 34 линии глушения и т.д.), чтобы управлять скважиной. Как было описано, центральный блок 80 управления размещен и спроектирован так, чтобы получать сигналы измерений, включая сигналы Твх(t), Твых(t), Рвх(t), Рвых(t), Fвх(t) и Fвых(t) и в соответствующих случаях сигналы Рвх 2(t), Рвых 2(t), Fвх 2(t) и Fвых 2(t). Дополнительные параметры, включая (но не ограничиваясь) глубину буровой скважины, глубину погружения долота (при бурении) или конфигурацию колонны(при проведении оснащения, ремонта или вмешательства), свойства бурового раствора (т.е. плотность и реология) и/или геометрию буровой скважины (угол наклона и направление), также предпочтительно измеряются и получаются на или вводятся персоналом в центральный блок 80 управления, который использует данные посредством программного обеспечения 81 (обсуждаемого здесь и далее), чтобы всесторонне и достоверно интерпретировать состояние скважины 12 и прогнозировать лучший ход действий, чтобы восстановить управление скважиной 12 перед возобновлением работы. Альтернативно, один или более из этих параметров может быть рассчитан программным обеспечением 81 при помощи любых данных, доступных центральному блоку 80 управления. Центральный блок 80 управления определяет предпочтительно в режиме реального времени давление кольцевого пространства на любой желаемой, заданной глубине в пределах буровой скважины 12. Используя, по меньшей мере, полученные сигналы Рвых(t) и Fвых(t), центральный блок 80 управления генерирует сигнал Ркольц(t), который показывает давление на заданной глубине внутри кольцевого пространства 18 буровой скважины как функцию времени (t). Программное обеспечение 81, установленное в центральном блоке 80 управления, используется центральным блоком 80 управления, чтобы вычислять сигнал давления кольцевого пространства Ркольц(t) как функцию времени (t). Сигнал давления кольцевого пространства Ркольц(t) определяется путем сложения гидростатического давления флюида/бурового раствора в пределах кольцевого пространства 18 буровой скважины, потерь давления на трение, сгенерированных в кольцевом пространстве 18 буровой скважины и штуцерной линии 56 любым циркулирующим флюидом (т.е. функции сигнала Fвых(t, и давления на выходе Рвых(t), предпочтительно измеренного устройством 64 для измерения давления на выходе. Программное обеспечение 81 вычисляет гидростатическое давление исходя из множества параметров, включающих (но не ограничивающихся) плотность флюида в буровой скважине 12 и глубину, на которой нужно определить гидростатическое давление. Фиг. 6 предоставляет простую блок-схему, показывающую, как можно рассчитать гидростатическое давление. Программное обеспечение 81 также вычисляет потери на трение в кольцевом пространстве 18, сгенерированные любым циркулирующим флюидом, исходя из множества параметров, включающих (но не ограничивающихся) скорость потока флюида (т.е. функцию сигнала Fвых(t, плотность и реологические параметры потока флюида и геометрию кольцевого пространства 18 и штуцерной линии 56. Фиг. 7 предоставляет простую блок-схему, показывающую, как можно рассчитать потери на трение/давление в кольцевом пространстве. Программное обеспечение 81 также включает необходимые корреляции, чтобы регулировать расчет свойств флюида в ответ на любые температурные изменения флюида, измеренные и переданные предпочтительно в режиме реального времени устройствами 76, 78 для измерения температуры на центральный блок 80 управления. Другие параметры, включая (но не ограничиваясь) скорость потока Fвх(t)/Fвх 2(t), входящего в буровую скважину 12, давление на входе Рвх(t)/Рвх 2(t), глубину буровой скважины 12 и плотность флюида/бурового раствора, закачиваемого в буровую скважину 12, также могут использоваться программным обеспечением 81 при вычислении сигнала Ркольц(t). Программное обеспечение 81 предпочтительно рассчитывает гидростатическое давление и потери на трение исходя из выведенных за последние несколько десятилетий гидравлических уравнений, которые хорошо известны специалистам в области техники. Примеры таких гидравлических уравнений, традиционно используемых при работах по добычи нефти и газа, чтобы определять давление на любой глубине в буровой скважине 12, можно найти, например, в документе Adam T. Bourgoyne, et al., AppliedDrilling Engineering, 113-189 (SPE Textbook Series 1986), который включен в данное изобретение посредством ссылки. Следующее представляет собой пример того, как можно рассчитать давление кольцевого пространства на заданной глубине скважины посредством программного обеспечения 81, используя хорошо известные гидравлические уравнения и, как правило, доступные данные буровой установки. Этот пример предоставляется только в качестве иллюстрации и не должен никаким образом ограничивать объем системы или способа изобретения. Пример. Нужно определить давление кольцевого пространства на глубине буровой скважины, равной 10000 фут, в кольцевом пространстве буровой скважины между трубой с наружным диаметром (OD) 3 дюйма и трубой с внутренним диаметром (ID) 5 дюймов. Ньютоновская жидкость плотностью 9,0 фунт на галлон циркулирует по буровой скважине со скоростью потока 100 галлон в 1 мин. Противодавление, прилагаемое к кольцевому пространству буровой скважины, составляет 200 psi, согласно измерениям устройства для измерения давления на выходе. Реологический параметр флюида 300 составляет 30 (т.е. =30 сП; вязкость в сантипуазах). Как обсуждалось ранее, давление кольцевого пространства определяется сложением гидростатического давления флюида/бурового раствора в пределах кольцевого пространства буровой скважины, потерь на трение/давление, сгенерированных в кольцевом пространстве буровой скважины и, если применимо, штуцерной линии любого циркулирующего флюида и давления на выходе (т.е. противодавления, прилагаемого к буровой скважине). Гидростатический компонент давления кольцевого пространства определяется как решение уравнения: 0,052(глубина)(плотность), что исходя из приведенных выше данных равняется 4,680 psi. Компонент потерь на трение давления кольцевого пространства требует определения средней скорости флюида, критериев турбулентности и потерь напора от трения в трубе на 1 фут. Исходя из приведенных выше данных средняя скорость флюида в кольцевом пространстве равняется 2,55, что является решением уравнения: [(скорость потока)]/[2,448(d22-d12)], где d2 - внутренний диаметр и d1 - наружный диаметр. Критерии турбулентности определяются из числа РейнольдсаNRe, которое для потока через кольцевое пространство является решением уравнения:[757 плотностьсредняя скорость флюида(d2-d1)]/[]. Исходя из приведенных выше данных число Рейнольдса составляет 1,158, что указывает на ламинарный поток (т.е. NRe меньше чем 2,100). Потери на трение на 1 фут определяются при помощи уравнения ламинарного потока: dP/dL=[(средняя скорость флюида)]/[1000(d2-d1)2]. Таким образом, потери на трение на 1 фут ламинарного потока, dP/dL, равняются 0,019 psi/фут. Общие потери на трение ламинарного потока для глубины скважины 10,000 фут это просто произведение: 0,019 psi/фут 10,000 фут, или 191,25 psi. Наконец, противодавление, прилагаемое к кольцевому пространству буровой скважины, составляет 200 psi, согласно непосредственному измере- 11022742 нию устройством для измерения давления на выходе. Давление кольцевого пространства определяется суммированием гидростатического компонента, компонента потерь на трение и компонента противодавления, т.е. 4,680+191+200. Таким образом, исходя из исходных данных давление кольцевого пространства на глубине скважины 10,000 фут равняется 5,071 psi. Давлением гидравлического разрыва пласта и поровым давлением пласта могут быть заранее определенные или предполагаемые граничные величины, которые вручную вводятся в программное обеспечение 81 центрального блока 80 управления. Более предпочтительно центральный блок 80 управления использует сигналы скорости потока, давления и температуры, полученные от соответственных устройств для измерения, чтобы определить достоверное поровое давление и давление гидравлического разрыва пласта 14. Поровое давление пласта определяется после того, как распознается/предполагается приток флюида из пласта 14 в кольцевое пространство 18 буровой скважины, и после того, как обычный ВОР 32 закрывается. Как более подробно описывается здесь и далее, поровое давление определяется поэтапным снижением противодавления, изначально прилагаемого, чтобы застопорить приток после того,как ВОР 32 закрывается, пока приток не распознается путем отслеживания скоростей потока, входящего в и исходящего из буровой скважины 12. Давление гидравлического разрыва пласта 14 предпочтительно определяется с помощью "испытания на разгерметизацию" перед началом работы или в любое время после начала работы. При бурении"испытание на разгерметизацию" выполняется с целью определить давление инициирования гидроразрыва пласта для бурения следующего сегмента буровой скважины 12. При типичном "испытании на разгерметизацию" кольцевое пространство 18 буровой скважины герметизируется или закрывается от атмосферной среды путем закрытия обычного ВОР 32 и путем полного закрытия штуцера 70, расположенного в буровом штуцерном манифольде 86 управления скважиной. Флюид/буровой раствор вводится в ствол скважины 12 при относительно низкой и постоянной объемной скорости через линию 48 для закачки флюида и центральный проход бурильной колонны 20, так что флюид/буровой раствор выходит из бурильной колонны 20 через буровое сверло 26 и входит в кольцевое пространство 18 буровой скважины, которое герметизируется путем закрытия штуцера 70 на поверхности. Пока этот поток продолжает течь в буровую скважину 12, давление в кольцевом пространстве 18 линейно увеличивается до тех пор,пока пласт 14 не начнет впитывать флюид. В этот момент происходит изменение в уклоне кривой давления по отношению к внедряемому объему. Многие буровые компании считают, что этот момент представляет собой утечку или давление гидравлического разрыва участка необсаженного ствола скважины 12. Хотя может показаться, что определение давления гидравлического разрыва является простым и однозначным, существует несколько дополнительных способов проведения испытания на разгерметизацию, и стандартный способ может не использоваться даже в пределах той же буровой компании. Эта вариативность в процедурах и подходах к толкованию, когда флюид начинает протекать в пласт 14, является одной из причин проблем со скважиной и потерь времени при принятии решений, что приводит к значительным потерям ресурсов. При использовании системы 10 с закрытым ВОР 32 испытание на разгерметизацию предпочтительно проводить при постоянной скорости введения потока через бурильную колонну 20 с противотоком вверх по кольцевому пространству 18 скважины и через штуцерную линию 56 с полностью открытым штуцером 70. Давление в межтрубном пространстве (т.е. противодавление, прилагаемое к заколонному пространству 18) увеличивают медленно и поэтапно (например, поступательно) путем соответственного закрывания штуцера 70, отслеживая при этом скорость потока флюида, исходящего из кольцевого пространства 18 скважины, посредством по меньшей мере одного из устройств 50, 58 для измерения скорости потока флюида на выходе. Давление в межтрубном пространстве повышают медленно, потому что,когда при испытании на разгерметизацию изменение давления в межтрубном пространстве выполняется с более мелким шагом, достигается более достоверное определение давления гидравлического разрыва. С повышением давления скорость потока, исходящего из кольцевого пространства 18 скважины, сначала снижается ввиду сжимаемости системы. Однако при отсутствии утечек флюида в пласт 14, после того,как система достигнет устойчивого состояния, скорость потока флюида, исходящего из кольцевого пространства 18 буровой скважины через штуцерную линию 56, уравновесится со скоростью потока флюида, входящего в кольцевое пространство 18 буровой скважины через бурильную колонну 20 (или линию 54 глушения). Дополнительное повышение давления в межтрубном пространстве осуществляют путем небольшого незначительного закрывания штуцера 70, отслеживая при этом скорость потока флюида,входящего в и исходящего из буровой скважины 12. Как описано выше, программное обеспечение 81 центрального блока 80 управления рассчитывает сигнал давления кольцевого пространства Ркольц(t) на заданной глубине скважины как функцию времени(t). Давление гидравлического разрыва пласта - это просто давление кольцевого пространства Ркольц(t) на глубине утечки флюида в момент времени tразрыва, когда скорость потока, исходящего из кольцевого пространства 18 буровой скважины, впервые перестает равняться или приближаться к скорости потока, входящего в буровую скважину 12, тем самым выдерживая устойчивое состояние потери флюида в буровой скважине 12 (т.е. когда скорость потока, входящего в буровую скважину 12, представленная сигналомFвх(t), впервые становится сообразно больше, чем скорость потока, исходящего из буровой скважины 12,- 12022742 представленная сигналом Fвых(t. Таким образом, давление гидравлического разрыва пласта подобно давлению кольцевого пространства представляет собой функцию гидростатического давления, давления,прилагаемого в межтрубном пространстве, предпочтительно по измерениям устройства 64 для измерения давления на выходе (т.е. сигнала Рвых(t и потерь на трение в кольцевом пространстве 18 буровой скважины и штуцерной линии 56, сгенерированных циркулирующим флюидом (т.е. функция сигнала Fвых(t,предпочтительно по оценке гидравлической модели, включенной в состав программного обеспечения 81. Поскольку скорость потока флюида, применяемого в испытании на разгерметизацию, является низкой,соответствующие потери на трение в кольцевом пространстве 18 и штуцерной линии 56, сгенерированные циркулирующим флюидом, также являются низкими, благодаря чему снижается неопределенность оценки и повышается достоверность определения давления гидравлического разрыва пласта. Предпочтительный вариант осуществления способа изобретения предоставляет безопасное управление скважиной, пока обычный ВОР 32 закрыт в ответ на распознанный или предполагаемый выброс(т.е. приток флюида). При нормальных буровых работах поворотное устройство 38 бурильной колонны поворачивает верхний конец 24 бурильной колонны 20 в стволе скважины 12. Бурильная колонна 20 содержит буровое сверло 26 в нижнем конце 22, который контактирует с забоем ствола скважины 12. Когда бурильная колонна 20 поворачивается, буровое сверло 26 проникает в подземный пласт 14, тем самым увеличивая глубину ствола скважины 12 и создавая кольцевое пространство 18 буровой скважины между наружным диаметром бурильной колонны 20 и внутренним диаметром ствола скважины 12. При бурении флюид или буровой раствор выкачивается из резервуара 42 для поверхностного флюида с помощью обычного насоса 40 для поверхностного флюида/бурового раствора через линию 48 для закачки флюида,через центральный проход бурильной колонны 20, из сопел в буровом сверле 26 и закачивается в кольцевое пространство 18 буровой скважины. Непрерывное введение флюида в кольцевое пространство 18 буровой скважины приводит к тому, что флюид захватывает обломки, образовавшиеся при проникновении бурового сверла 26 в подземный пласт 14, и переносит их вверх по кольцевому пространству 18 буровой скважины и через линию возвращения флюида (не показано). Линия возвращения флюида несет флюид/буровой раствор с обломками к вибрационному ситу 44, чтобы удалить обломки из флюида/бурового раствора. Очищенный флюид/буровой раствор затем возвращается в резервуар 42 для поверхностного флюида для повторного использования. Когда буровое сверло 26 проникает в более глубокие зоны подземных пластов, давление пласта может повышаться или понижаться. Можно столкнуться с такой зоной в подземном пласте 14, в которой давление пласта больше, чем гидростатическое и/или динамическое давление, обеспечиваемое флюидом/буровым раствором в кольцевом пространстве 18 буровой скважины. В таком случае может произойти выброс или приток флюида. После распознания притока флюида или при подозрении на него предпочтительной процедурой управления скважиной является остановка бурения (т.е. остановка вращения/поворачивания бурильной колонны 20/бурового сверла 26 и остановка циркуляции флюида путем прекращения работы гидравлического насоса 40 и закрытия устройства 70 для управления потоком, чтобы сделать поток флюида через него невозможным), закрытие обычного ВОР 32, и предоставление возможности давлению в стояке и в межтрубном пространстве на поверхности стабилизироваться. После стабилизации давления в буровой скважине следующими предпочтительными этапами являются выяснение гидростатического состояния буровой скважины 12, подтверждение подозреваемого притока флюида (т.е. подтверждение, что буровая скважина 12 находится в состоянии, в котором гидростатическое давление исходящего бурового раствора является меньшим, чем давление в открытом, разрабатываемом пласте), определение порового давления пласта и определение правильного веса флюида/бурового раствора, который следует циркулировать по буровой скважине 12, чтобы восстановить управление скважиной, причем все этапы предпочтительно выполняются с применением центрального блока 80 управления и программного обеспечения 81. Поскольку программное обеспечение 81 предпочтительно применяется для управления штуцером 70, чтобы выдерживать давление в штуцерной линии 56 на конкретных, выбранных значениях, предпочтительный способ уточнения гидростатического состояния буровой скважины 12 включает в себя запуск гидравлического насоса 40, чтобы циркулировать флюид при постоянной скорости потока. За этим действием следует снижение давления в межтрубном пространстве с малым шагом изменений (т.е. поступательно) путем открывания штуцера 70 на соответствующий шаг изменений, при этом отслеживается скорость потока флюида, исходящего из буровой скважины 12 через штуцерную линию 56 (а также скорость потока, входящего в буровую скважину 12, которая предпочтительно является постоянной). Открывание штуцера 70 снижает противодавление, прилагаемое к заколонному пространству 18. В отличие от описанной ранее процедуры испытания на разгерметизацию скорость потока флюида, исходящего из буровой скважины 12, повысится после того, как давление в межтрубном пространстве снизится. Далее, если в скважине присутствует превышение динамического давления, скорость потока флюида, исходящего из буровой скважины 12, скоро уравновесится со скоростью потока флюида, входящего в буровую скважину 12. Последующие снижения давления в межтрубном пространстве (т.е. повышенная скорость потока флюидачерез устройство 70 для управления потоком) в конечном итоге приведет скважину 12 к состоянию пониженного динамического давления (т.е. скорость потока, входящего в буровую скважину, пред- 13022742 ставленная сигналом Fвх(t), станет меньше или ниже чем скорость потока, исходящего из буровой скважины 12, представленная сигналом Fвых(t. Состояние пониженного давления подтверждается скоростью потока, исходящего из буровой скважины 12 (т.е. представленного сигналом Fвых(t, остающейся сообразно выше или больше, чем скорость потока, входящего в буровую скважину 12 (т.е. представленного сигналом Fвх(t, после того, как после предшествующего снижения давления в межтрубном пространстве достигается устойчивое состояние. В качестве дальнейшего подтверждения давление в межтрубном пространстве можно немедленно увеличить до предшествующего более высокого значения путем снижения скорости потока флюида через устройство 70 для управления потоком, так чтобы скорость потокаFвх(t) или Fвх 2(t), входящего в буровую скважину 12, в целом равнялась скорости потока Fвых(t), исходящего из буровой скважины 12. Поровое давление пласта - это просто давление кольцевого пространства Ркольц(t) на глубине притока флюида в момент времени tпор, когда скорость потока, исходящего из кольцевого пространства 18 буровой скважины, впервые перестает равняться или приближаться к скорости потока, входящего в буровую скважину 12, тем самым поддерживая усиление в установившемся режиме флюида, входящей в буровую скважину 12 (т.е. когда скорость потока, входящего в буровую скважину 12, представленная сигналом Fвх(t), впервые становится сообразно меньшей, чем скорость потока, исходящего из буровой скважины 12, представленная сигналом Fвых(t. Как описано выше, программное обеспечение 81 центрального блока 80 управления генерирует сигнал давления кольцевого пространства Ркольц(t) на заданной глубине скважины как функцию времени (t). Таким образом, поровое давление пласта, подобно давлению кольцевого пространства, представляет собой функцию гидростатического давления, давления, прилагаемого в межтрубном пространстве, предпочтительно по измерениям устройства 64 для измерения давления на выходе (т.е. сигнал Pвыx(t, и потерь на трение в кольцевом пространстве 18 буровой скважины и штуцерной линии 56, сгенерированных циркулирующим флюидом (т.е. функция сигнала Fвых(t, предпочтительно по оценке гидравлической модели, входящей в состав программного обеспечения 81. Если давление в межтрубном пространстве нельзя снизить достаточно, чтобы создать состояние пониженного динамического давления путем полного открытия штуцера 70, то насос 40 для флюида/бурового раствора регулируется так, чтобы снизить скорость потока флюида, закачиваемого в буровую скважину 12. Скорость потока флюида, исходящего из скважины 12, впоследствии отслеживается,как описано выше. Если гидравлический насос 40 выключен, и скважина 12 не находится в состоянии пониженного гидростатического давления, это является показателем, что поступил ложный сигнал о выбросе, или очень маленький карман флюида под избыточным давлением был полностью исчерпан притоком, который вошел в буровую скважину, побудив буровую бригаду закрыть ВОР 32. Таким образом,возможно, что нет необходимости увеличивать вес флюида внутри буровой скважины 12 перед возобновлением работ. После того как обычный ВОР 32 закрывается в ответ на распознанный приток флюида, подтверждается, что скважина находится в состоянии пониженного гидростатического давления и определяется поровое давление пласта 14, в кольцевое пространство 18 буровой скважины посредством бурильной колонны 20 и/или линии 54 глушения закачивается флюид, чтобы выкачать приток флюида из буровой скважины 12 через штуцерную линию 56. Однако в зависимости от состояния скважины на момент, когда ВОР 32 окончательно закрывается буровой бригадой, циркулярное выкачивание притока из буровой скважины 12 может быть выполнено до подтверждения, что гидростатическое состояние скважины 12 является состоянием пониженного давления и/или до определения порового давления пласта 14. Флюид,закачиваемый в кольцевое пространство 18 буровой скважины, и флюид пласта (т.е. приток флюида),который входит или вошел в кольцевое пространство 18 буровой скважины из пласта 14, течет через штуцерную линию 56 к сепаратору 46, а затем к резервуару 42 для поверхностного флюида. Все более тяжелый флюид/буровой раствор может качаться через буровую скважину 12, пока давление пласта не выровняется гидростатическим давлением флюида/бурового раствора. Предпочтительно, однако, чтобы циркуляция утяжеленного флюида выполнялась после того, как подтвердится, что скважина находится в состоянии пониженного гидростатического давления, и будет определено поровое давление пласта, как описано выше. Таким образом, правильный вес утяжеленного флюида может быть легко определен, например, программным обеспечением 81, как вес, который обеспечит большее гидростатическое давление флюида, чем предварительно определенное поровое давление. Правильный вес утяжеленного флюида затем циркулирует через скважину 12, чтобы привести скважину 12 к гидростатическому равновесию с давлением буровой скважины/кольцевым пространством, большим, чем предварительно определенное поровое давление, но меньшим, чем предварительно определенное давление гидравлического разрыва. Циркуляция флюида/бурового раствора через буровую скважину 12 является непрямой и предпочтительно управляется устройством 70 для управления потоком, расположенным в штуцерной линии 56,и/или путем качающего действия насоса 40. Центральный блок 80 управления управляет устройством 70 для управления потоком, чтобы повышать или понижать скорость потока через штуцерную линию 56,тем самым уменьшая или увеличивая соответственно противодавление на кольцевом пространстве 18 буровой скважины. Альтернативно, устройство 70 для управления потоком может управляться вручную оператором, чтобы повышать или понижать скорость потока через штуцерную линию 56, тем самым управляя противодавлением, прилагаемым к кольцевому пространству 18 буровой скважины. Как отмечалось ранее, сигнал Рвых(t) показывает давление в пределах штуцерной линии 56 и, в частности, давление на выходе, прилагаемое к буровой скважине 12 (т.е. противодавление или давление в межтрубном пространстве), когда устройство 64 для измерения давления на выходе расположено выше по потоку устройства 70 для управления потоком. Альтернативно, центральный блок 80 управления может управлять скоростью или производительностью насоса 40, чтобы либо повышать, либо понижать скорость потока флюида/бурового раствора,закачиваемого в буровую скважину 12. Таким образом, насос 40 управляет давлением, при котором флюид/буровой раствор подается в буровую скважину 12. Как отмечалось ранее, сигнал Pвх(t) показывает давление (т.е. давление на стояке) флюида, закачиваемого в буровую скважину 12 через линию 48 для закачки флюида, и, в частности, давление на входе, прилагаемое к буровой скважине 12 через бурильную колонну 20. Подобным образом, сигнал Pвх 2(t) показывает давление (т.е. давление на стояке) флюида,закачиваемого в буровую скважину 12 через линию 54 глушения, и, в частности, давление на входе, прилагаемое к буровой скважине 12 через линию 54 глушения. Исходя из порового давления и давления гидравлического разрыва (или других заданных верхней и нижней границ давления), и предпочтительно измеряя и/или рассчитывая давления, скорости потока и температуры потока, входящего в и исходящего из буровой скважины 12, а также другие параметры скважины, включая сигнал Ркольц(t), программное обеспечение 81 центрального блока 80 управления генерирует сигнал FC(t), который передается предпочтительно в режиме реального времени на устройство 70 для управления потоком. Устройство 70 для управления потоком размещено и спроектировано так,чтобы получать сигнал FC(t) и регулировать поток флюида через устройство 70 для управления потоком,в соответствии с сигналом. Например, сигнал FC(t), увеличивающий скорость потока в штуцерной линии, снизит противодавление, прилагаемое к скважине 12, и, таким образом, снизит давление в кольцевом пространстве 18. Напротив, сигнал FC(t), уменьшающий скорость потока в штуцерной линии, повысит противодавление, прилагаемое к скважине 12, и, таким образом, повысит давление в кольцевом пространстве 18. Таким образом, регулировка потока флюида через устройство 70 для управления потоком регулирует противодавление, прилагаемое к скважине 12, так чтобы выдерживать давление в буровой скважине 12, как определяется предпочтительно в режиме реального времени сгенерированным сигналом Ркольц(t), между ранее определенными (или предопределенными/установленными) давлением гидравлического разрыва и поровым давлением пласта 14. Сигнал FC(t) показывает либо скорость потока по штуцерной линии, либо давление, необходимое, чтобы поддерживать давление кольцевого пространства скважины ниже давления гидравлического разрыва пласта и выше порового давления пласта, как функцию времени. Что показывает сигнал FC(t) - скорость потока по штуцерной линии или давление в штуцерной линии, зависит от того, что является основой для процедуры управления скважиной - скорость потока или давление. Логика, используемая, чтобы определять сигнал FC(t), основана на обычной теории управления скважиной, например, как упоминается в документе David WATSON ET AL., Advanced Well Control (SPETextbook Series, 1986), и включается в данное изобретение посредством ссылки. Примером этой логики служит выдерживание поверхностного давления в межтрубном пространстве Pвых(t), постоянным, меняя при этом скорость насоса 40. Другой пример этой логики включает в себя выдерживание давления на стояке Pвх(t) постоянным при циркулярном выкачивании флюида притока. Альтернативно, сигнал FC(t) может включать в себя гидравлические расчеты, выполненные программным обеспечением 81 центрального блока 80 управления, которое работает параллельно с различными упоминавшимися ранее измерительными устройствами, включающими (но не ограничивающимися) устройство 64 для измерения давления на выходе (датчик штуцерного давления), устройство 50, 58 для измерения скорости выходного потока (датчик давления в штуцерной линии), устройство 62 для измерения давления на входе (датчик давления на стояке), устройство 52 для измерения скорости потока на входе и т.д., и в режиме реального времени использует их измерения. В примере такого использования гидравлического расчета применяется гидравлическая модель, откалиброванная во время буровых работ непосредственно перед притоком флюида в буровую скважину 12. Используя такую гидравлическую модель, программное обеспечение 81 рассчитывает давление в конкретной точке в кольцевом пространстве 18, Ркольц(t), (например, в "слабой точке" ниже башмака обсадной колонны), используя гидравлическое моделирование потерь на трение в бурильной колонне 20, через сопла бурового сверла 26 и между буровым сверлом 26 и конкретной точкой в кольцевом пространстве 18. Это рассчитанное кольцевое давление Ркольц(t), которое предсказуемо снижается при обычной операции глушения, предоставляет обратную связь/входные данные для программного обеспечения 81, которые потом могут использоваться(например, сравниваться с желаемым, конкретным значением или с верхними/нижними границами, такими как давление гидравлического разрыва/поровое давление) при генерировании сигнала FC(t) для автоматического управления устройством 70 для управления потоком, чтобы прилагать большее или меньшее противодавление к скважине 12, как раскрывалось ранее. Используя этот способ, сигнал Ркольц(t) выдерживают между конкретными границами, например между давлением гидравлического разрыва и поровым давлением, или доводят до желаемого, конкретного значения на какое-либо заданное время t. Время установления между регулировками устройства 70 для управления потоком может быть запрограммировано в программном обеспечении 81 или установлено иным образом, чтобы позволить давлению в кольцевом пространстве 18 достигнуть устойчивого состояния. В предпочтительном варианте осуществления центральный блок 80 управления управляет давлением кольцевого пространства Ркольц(t) на определенной глубине буровой скважины и предпочтительно выдерживает его на в целом постоянном значении путем доведения сигнала давления кольцевого пространства Ркольц(t) до желаемого значения между давлением гидравлического разрыва и поровым давлением,чтобы избежать дробления пласта (т.е. когда давление в буровой скважине выше давления гидравлического разрыва) или провоцирования вторичного притока (т.е. когда давление в буровой скважине ниже порового давления). Сигнал давления кольцевого пространства Ркольц(t) доводится до желаемого значения с помощью управления устройством 70 для управления потоком посредством сигнала FC(t), как раскрывалось ранее. Сигнал FC(t) генерируется так, чтобы разница между сигналом давления кольцевого пространства Ркольц(t) в любой момент времени (t) и желаемым, заданным давлением кольцевого пространства доводилась до нуля или значения близкого к нулю. Поэтому, пока обычный ВОР 32 закрыт и приток флюида выкачивается из буровой скважины, центральный блок 80 управления в сочетании с устройством 70 для управления потоком управляет скважиной 12 и выдерживает давление внутри кольцевого пространства 18 буровой скважины ниже давления гидравлического разрыва пласта, но выше порового давления пласта. Альтернативно, оператор, просматривая данные о скорости потока и давлении, полученные от различных измерительных устройств посредством центрального блока 80 управления, может управлять штуцером 70 вручную, чтобы обеспечить, что сгенерированный сигнал Ркольц(t), показывающий давление на определенной глубине внутри кольцевого пространства 18 буровой скважины как функцию времени (t), выдерживается между давлением гидравлического разрыва и поровым давлением пласта 14. Так, в предпочтительном варианте осуществления способа изобретения скважина 12 безопасно управляется после закрытия обычного ВОР 32 в ответ на предполагаемое событие притока флюида путем уточнения гидростатического состояния буровой скважины 12, подтверждения подозреваемого притока флюида, определения порового давления и давление гидравлического разрыва пласта 14, определения правильного веса флюида/бурового раствора, который следует циркулировать по буровой скважине 12, выкачивания притока флюида из скважины через штуцерную линию 56, и циркулярного закачивания утяжеленного флюида в скважину 12 и кольцевое пространство 18, при этом все измеренные параметры отслеживаются и штуцер 70 штуцерной линии контролируется, чтобы выдерживать давление кольцевого пространства между давлением гидравлического разрыва и поровым давлением пласта 14. Хотя система 10 и способ описываются здесь как используемые в режиме реального времени при фактических работах по добычи нефти и/или газа, система 10 и способ также могут применяться автономно, чтобы предоставлять бригадам возможность безопасного ручного выполнения тех же последовательностей рабочих операций по управлению скважиной, тем самым подтверждая компетентность бригады или обеспечивая обучение ремонтному управлению скважиной, сильно приближенное к практическим условиям. Таким образом, система 10 используется, чтобы обучать персонал буровой установки/бригаду пониманию, какие процедуры следует применять в ответ на события управления скважиной,такие как когда обычный ВОР 32 закрывается после распознания события притока флюида. В автономном режиме и в непредвиденных ситуациях, когда условия скважины и бурения позволяют прервать работы без лишнего риска, специалисты по управлению скважиной могут посылать команды (например,сигналы управления) и/или данные на центральный блок 80 управления, чтобы автономно осуществлять учебные сценарии/модели событий управления скважиной, которые используют фактические условия скважины и бурового оборудования в качестве основы для учебных упражнений. Таким образом, специалисты по управлению скважиной, которые находятся на расстоянии, могут тестировать и обучать буровые бригады выполнению техник управления скважиной в ответ на сымитированные операции буровой установки, происходившие до, во время и после события управления скважиной, такого как приток флюида. В дополнение к созданию ситуаций, отвечающих учебным целям, реалистичным, но управляемым образом, система будет записывать в режиме реального времени фактические манипуляции клапанами, операции с насосом, регулировки давления и т.д. которые отражают компетентность бригады относительно целей управления скважиной. Как в целом показано на фиг. 5 и оговаривалось ранее, данные буровой установки/параметры, полученные и/или вычисленные центральным блоком 80 управления,могут передаваться на удаленные блоки (например, удаленные компьютеры, мобильные устройства и т.д.) для изучения и/или просмотра специалистами по управлению скважиной, которые проводят такие учебные упражнения, или отслеживаться и оцениваться прямо на буровой установке 90 инспекторами буровой бригады. Просмотр и воспроизведение последовательностей ответных реакций предоставляет недоступные до сих пор данные, которые подтверждают компетентность и/или упущения бригады, основываясь не на тестовых условиях, а на условиях эксплуатации действующего оборудования буровой установки. Преимущество такого тестирования и обучения состоит в том, что буровая бригада реагирует на сымитированные события управления скважиной, используя те же описанные здесь систему 10 и способ,которые являются той же системой 10 и способом, которые будут предпочтительно использоваться при нормальной работе или при реальном событии управления скважиной. Таким образом, применение тех же системы 10 и способа, которые реально используются на буровой установке 90, для тестирования и обучения предоставляет бесценную возможность обучать буровую бригаду и оценивать ее компетентность. Реферат раскрытия написан исключительно для предоставления соответствующему патентному ведомству и широкой публике средства, с помощью которого можно быстро путем беглого просмотра определить характер и суть технического раскрытия; он представляет один предпочтительный вариант осуществления и не указывает на характер изобретения в целом. Хотя некоторые варианты осуществления изобретения были подробно проиллюстрированы, изобретение не ограничивается показанными вариантами осуществления; специалисты в области техники могут производить модификации и адаптации раскрытых вариантов осуществления. Такие модификации и адаптации находятся в пределах сущности и объема изобретения, изложенных далее. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Система (10) для управления скважиной, которую бурят в подземном пласте (14), содержащая трубчатую бурильную колонну (20), содержащую нижний конец (22), проходящий по стволу скважины (12), и верхний конец (24), причем на нижнем конце указанной трубчатой бурильной колонны содержится буровое сверло (26); поворотное устройство (38) бурильной колонны, выполненное с возможностью поворота бурового сверла в стволе скважины, в которой кольцевое пространство (18) определено между наружным диаметром трубчатой бурильной колонны и внутренним диаметром ствола скважины; противовыбросовый превентор (32), выполненный с возможностью закрывания ствола скважины от атмосферной среды только в то время, когда буровое сверло неподвижно; гидравлический насос (40), гидравлически соединенный с резервуаром (42) для поверхностного флюида; штуцерную линию (56), расположенную между кольцевым пространством и резервуаром для поверхностного флюида и выполненную с возможностью обеспечения гидравлического соединения между ними, когда противовыбросовый превентор закрывает ствол скважины от атмосферной среды; линию (48) для закачки флюида, проходящую между гидравлическим насосом и верхним концом бурильной колонны, причем линия для закачки флюида способна обеспечивать гидравлическое соединение между ними,причем линия для закачки флюида, бурильная колонна, кольцевое пространство и штуцерная линия определяют путь флюида, когда противовыбросовый превентор находится в состоянии, закрывающем ствол скважины от атмосферной среды; устройство (50) для измерения скорости потока на выходе, расположенное в штуцерной линии,причем устройство для измерения скорости потока на выходе выполнено с возможностью измерения скорости потока через штуцерную линию и генерирования сигнала Fвых(t), показывающего фактическую скорость потока по штуцерной линии как функцию времени (t); устройство (64) для измерения давления на выходе, расположенное в штуцерной линии, причем устройство для измерения давления на выходе выполнено с возможностью измерения давления в штуцерной линии и генерирования сигнала Рвых(t), показывающего фактическое давление в штуцерной линии как функцию времени (t); центральный блок (80) управления, выполненный с возможностью, пока ствол скважины закрыт от атмосферной среды противовыбросовым превентором,получения сигналов Fвых(t) и Рвых(t); определения давления гидравлического разрыва пласта как функцию сигналов Fвых(t) и Pвых(t); определения порового давления пласта как функцию сигналов Fвых(t) и Рвых(t); генерирования сигнала Ркольц(t), показывающего давление на желаемой глубине буровой скважины как функцию времени (t); генерирования сигнала FC(t), показывающего скорость потока по штуцерной линии, запрашиваемую как функцию времени (t), чтобы выдерживать сигнал Ркольц(t) ниже давления гидравлического разрыва пласта и выше порового давления пласта; передачи сигнала FC(t); и устройство (70) для управления потоком, расположенное в штуцерной линии, причем устройство для управления потоком выполнено с возможностью управления проходящим через нее потоком флюида в ответ на сигнал FC(t), передаваемый и получаемый от центрального блока управления, тем самым управляя скоростью потока по штуцерной линии, чтобы выдерживать сигнал Ркольц(t) ниже давления гидравлического разрыва пласта и выше порового давления пласта. 2. Система по п.1, дополнительно содержащая устройство (52) для измерения скорости потока на входе, расположенное в линии для закачки флюида, причем устройство для измерения скорости потока на входе выполнено с возможностью измерения скорости потока флюида через линию для закачки флю- 17022742 ида и генерирования сигнала Fвх(t), показывающего фактическую скорость потока флюида по линии для закачки как функцию времени (t). 3. Система по п.2, в которой центральный блок управления также выполнен с возможностью получения сигнала Fвх(t) и определения порового давления пласта как функцию сигналов Fвых(t) и Pвых(t), когда устройство для управления потоком управляет скоростью потока флюида через штуцерную линию,так что сигнал Fвх(t) впервые становится сообразно меньше, чем сигнал Fвых(t). 4. Система по п.2, в которой центральный блок управления также выполнен с возможностью получения сигнала Fвх(t) и определения давления гидравлического разрыва пласта как функцию сигналовFвых(t) и Pвых(t), когда устройство для управления потоком управляет скоростью потока флюида через штуцерную линию таким образом, что сигнал Fвх(t) впервые становится сообразно больше, чем сигналFвых(t). 5. Система по п.1, дополнительно содержащая канал (97) связи между центральным блоком управления и удаленным блоком (91, 93, 95, 99), чтобы передавать данные буровой установки от центрального блока управления к удаленному блоку для изучения данных буровой установки специалистами по управлению скважинами. 6. Система по п.1, в которой центральный блок управления также выполнен с возможностью имитирования события управления скважиной, благодаря чему персонал буровой установки реагирует на указанное событие управления скважиной, осуществляя процедуры управления скважиной с применением указанной системы. 7. Система по п.1, в которой сигнал FC(t) показывает давление в штуцерной линии, запрашиваемое как функция времени (t), чтобы выдерживать сигнал Ркольц(t) ниже давления гидравлического разрыва пласта и выше порового давления пласта, при этом устройство для управления потоком выполнено с возможностью управления давлением в штуцерной линии, чтобы выдерживать сигнал Ркольц(t) ниже давления гидравлического разрыва пласта и выше порового давления пласта. 8. Система управления скважиной, содержащая противовыбросовый превентор (32), выполненный с возможностью закрывания кольцевого пространства (18) буровой скважины от атмосферной среды только в то время, когда бурение прекращено; штуцерную линию (56), соединенную между кольцевым пространством буровой скважины и резервуаром (42) для поверхностного флюида; устройство (50) для измерения скорости потока на выходе, расположенное в штуцерной линии,причем устройство для измерения скорости потока на выходе выполнено с возможностью измерения скорости потока через штуцерную линию и генерирования сигнала Fвых(t), показывающего фактическую скорость потока по штуцерной линии как функцию времени (t); центральный блок управления, выполненный с возможностью, пока противовыбросовый превентор находится в состоянии, закрывающем кольцевое пространство буровой скважины от атмосферной среды,получения сигнала Fвых(t); генерирования сигнала Ркольц(t), показывающего давление на желаемой глубине буровой скважины как функцию времени (t); генерирования и передачи сигнала FC(t), показывающего давление в штуцерной линии, запрашиваемое как функция времени (t), чтобы подводить сигнал Ркольц(t) к желаемому значению; и устройство (70) для управления потоком, расположенное в штуцерной линии, причем устройство для управления потоком восприимчиво к сигналу FC(t) и выполнено с возможностью управления проходящим через него потоком флюида, управляя, таким образом, давлением в штуцерной линии, чтобы подводить сигнал Ркольц(t) к желаемому значению. 9. Система по п.8, в которой сигнал FC(t) показывает скорость потока по штуцерной линии, запрашиваемую как функцию времени (t), чтобы подводить сигнал Ркольц(t) к желаемому значению, при этом устройство для управления потоком выполнено с возможностью управления скоростью потока по штуцерной линии, чтобы подводить сигнал Ркольц(t) к желаемому значению. 10. Способ управления скважиной, которую бурят в подземном пласте (14), в котором вращают трубчатую бурильную колонну (20), которая проходит в стволе скважины (12), причем трубчатая бурильная колонна содержит верхний конец (24) и нижний конец (22), причем в нижнем конце расположено буровое сверло (26); останавливают вращение трубчатой бурильной колонны, когда распознают вхождение притока флюида в ствол скважины; закрывают противовыбросовый превентор (32), причем противовыбросовый превентор выполнен с возможностью закрывания ствола скважины от атмосферной среды только в то время, когда буровое сверло неподвижно; запускают гидравлический насос (40), чтобы качать флюид из резервуара (42) для поверхностного флюида через линию (48) для закачки флюида, в и через трубчатую бурильную колонну, из бурового сверла и в кольцевое пространство (18), причем кольцевое пространство создано между наружным диаметром трубчатой бурильной колонны и внутренним диаметром ствола скважины путем поворачивания бурильной колонны и бурового сверла в стволе скважины; запускают устройство (70) для управления потоком, расположенное в штуцерной линии (56), причем штуцерная линия расположена между кольцевым пространством и резервуаром для поверхностного флюида и выполнена с возможностью обеспечения гидравлического соединения между ними и устройством для управления потоком, пока противовыбросовый превентор закрывает ствол скважины от атмосферной среды, причем линия для закачки флюида, трубчатая бурильная колонна, кольцевое пространство и штуцерная линия определяют путь потока флюида через указанный ствол скважины; измеряют фактическую скорость выходного потока, текущего через штуцерную линию, пока ствол скважины закрыт от атмосферной среды, с помощью устройства (50) измерения потока на выходе, расположенного в штуцерной линии и выполненного с возможностью генерирования сигнала Fвых(t), показывающего фактическую скорость потока флюида по штуцерной линии как функцию времени (t); измеряют фактическое давление на выходе в штуцерной линии, пока ствол скважины закрыт от атмосферной среды, с помощью устройства (64) для измерения давления на выходе, расположенного в штуцерной линии и выполненного с возможностью генерирования сигнала Pвых(t), показывающего фактическое давление в штуцерной линии как функцию времени (t); передают сигнал Fвых(t) фактической скорости потока на выходе и сигнал Pвых(t) фактического давления на выходе на центральный блок (80) управления, причем центральный блок управления выполнен с возможностью получения сигналов, определения давления гидравлического разрыва пласта, определения порового давления пласта, генерирования сигнала Ркольц(t), показывающего давление на глубине буровой скважины как функцию времени (t), и генерирования сигнала FC(t), показывающего скорость потока по штуцерной линии, запрашиваемую как функцию времени (t), чтобы выдерживать сигнал Ркольц(t) ниже давления гидравлического разрыва пласта и выше порового давления пласта; получают сигнал Fвых(t) и сигнал Рвых(t) в центральном блоке управления; применяют центральный блок управления, чтобы определить давление гидравлического разрыва пласта как функцию сигналов Fвых(t) и Pвых(t); применяют центральный блок управления, чтобы определить поровое давление пласта как функцию сигналов Fвых(t) и Pвых(t); применяют центральный блок управления, чтобы генерировать сигнал Ркольц(t); применяют центральный блок управления, чтобы генерировать сигнал FC(t); передают сигнал FC(t) на устройство для управления потоком, причем устройство для управления потоком выполнено с возможностью получения сигнала FC(t); получают сигнал FC(t) в устройстве для управления потоком, причем устройство для управления потоком также выполнено с возможностью управления потоком флюида через штуцерную линию в ответ на сигнал FC(t); регулируют устройство для управления потоком в ответ на сигнал FC(t), чтобы управлять скоростью потока флюида по штуцерной линии, чтобы выдерживать сигнал Ркольц(t) ниже давления гидравлического разрыва пласта и выше порового давления пласта. 11. Способ по п.10, также включающий следующие этапы: измерение фактической скорости потока на входе для потока флюида, текущего через линию для закачки флюида, с помощью устройства (52) измерения потока на входе, выполненного с возможностью генерирования сигнала Fвх(t), показывающего фактическую скорость потока флюида по линии для закачки флюида как функцию времени (t); и передача сигнала Fвх(t) фактической скорости потока на входе на центральный блок управления,причем центральный блок управления выполнен с возможностью получения сигнала Fвх(t). 12. Способ по п.11, в котором центральный блок управления также выполнен с возможностью получения сигнала Fвх(t) и определения порового давления пласта как функцию сигналов Fвых(t) и Pвых(t),когда устройство для управления потоком управляет скоростью потока флюида через штуцерную линию,так что сигнал Fвх(t) впервые становится сообразно меньше, чем сигнал Fвых(t), и при этом способ также включает следующий этап: определение порового давления пласта как функцию сигналов Fвых(t) и Pвых(t). 13. Способ по п.11, в котором центральный блок управления также выполнен с возможностью получения сигнала Fвх(t) и определения давления гидравлического разрыва пласта как функцию сигналовFвых(t) и Рвых(t), когда устройство управления потоком управляет скоростью потока флюида через штуцерную линию, так что сигнал Fвх(t) впервые становится сообразно больше, чем сигнал Fвых(t), при этом способ также содержит этап определения давления гидравлического разрыва пласта как функцию сигналов Fвых(t) и Pвых(t). 14. Способ по п.10, также включающий следующие этапы: установление канала (97) связи между центральным блоком управления и удаленным блоком (91,93, 95, 99) и передача данных буровой установки от центрального блока управления на удаленный блок посредством канала связи для изучения данных буровой установки специалистами по управлению скважиной. 15. Способ по п.10, также содержащий следующие этапы: имитация события управления скважиной и обучение персонала буровой установки реагированию на указанное событие управления скважиной путем выполнения одного или более этапов указанного способа. 16. Способ по п.10, в котором сигнал FC(t) показывает давление в штуцерной линии, запрашиваемое как функция времени (t),чтобы выдерживать сигнал Ркольц(t) ниже давления гидравлического разрыва пласта и выше порового давления пласта; устройство для управления потоком выполнено с возможностью управления давлением в штуцерной линии в ответ на сигнал FC(t); сигнал FC(t) управляет давлением в штуцерной линии, чтобы выдерживать сигнал Ркольц(t) ниже давления гидравлического разрыва пласта и выше порового давления пласта. 17. Способ управления скважиной, включающий использование системы управления скважиной,содержащей противовыбросовый превентор (32), выполненный с возможностью закрывания кольцевого пространства (18) буровой скважины (12) от атмосферной среды только в то время, когда бурение прекращено; штуцерную линию (56), соединенную между кольцевым пространством буровой скважины и резервуаром (42) для поверхностного флюида; устройство (50) для измерения скорости потока на выходе, расположенное в штуцерной линии,причем устройство для измерения скорости потока на выходе выполнено с возможностью измерения скорости потока через штуцерную линию и генерирования сигнала Fвых(t), показывающего фактическую скорость потока по штуцерной линии как функцию времени (t); устройство (64) для измерения давления на выходе, расположенное в штуцерной линии, причем устройство для измерения давления на выходе выполнено с возможностью измерения давления в штуцерной линии и генерирования сигнала Pвых(t), показывающего фактическое давление в штуцерной линии как функцию времени (t); гидравлический насос (40), гидравлически соединенный с резервуаром (42) для поверхностного флюида; устройство (52) для измерения скорости потока на входе, расположенное в подводящей линии (48,50), соединенной между гидравлическим насосом (40) и кольцевым пространством буровой скважины,причем устройство измерения скорости потока на входе выполнено с возможностью измерения скорости потока флюида через подводящую линию и генерирования сигнала Fвх(t), показывающего фактическую скорость потока по подводящей линии как функцию времени (t); устройство (70) для управления потоком, расположенное в штуцерной линии и выполненное с возможностью управления скоростью потока флюида через штуцерную линию,при этом согласно способу закрывают противовыбросовый превентор в ответ на событие притока флюида; прекращают циркуляцию флюида гидравлическим насосом, а также прекращают прохождение потока флюида через устройство для управления потоком для стабилизации давления в скважине; запускают гидравлический насос, чтобы осуществить циркуляцию флюида через подводящую линию, кольцевое пространство буровой скважины и штуцерную линию; определяют гидростатическое состояние скважины путем отслеживания, по меньшей мере, сигналаFвых(t), управляют устройством для управления потоком, чтобы сделать возможным постепенные нарастания в скорости потока проходящего через него флюида; стабилизируют состояние в скважине после каждого постепенного нарастания в скорости потока флюида; определяют приток флюида, когда сигнал Fвых(t) остается большим, чем сигнал Fвх(t), когда после постепенного нарастания скорости потока флюида достигается устойчивое состояние. 18. Способ по п.17, также включающий следующий этап: определение порового давления пласта как функцию сигналов Fвых(t) и Рвых(t), когда устройство для управления потоком управляет скоростью потока флюида через штуцерную линию, так что сигнал Fвх(t) впервые становится сообразно меньше,чем сигнал Fвых(t). 19. Способ имитации управления скважиной, включающий использование системы управления скважиной, содержащей противовыбросовый превентор (32), выполненный с возможностью закрывания кольцевого пространства (18) буровой скважины (12) от атмосферной среды только в то время, когда бурение прекращено; штуцерную линию (56), соединенную между кольцевым пространством буровой скважины и резервуаром (42) для поверхностного флюида; устройство (50) для измерения скорости потока на выходе, расположенное в штуцерной линии,причем устройство для измерения скорости выходного потока выполнено с возможностью измерения скорости потока через штуцерную линию и генерирования сигнала Fвых(t), показывающего фактическую скорость потока по штуцерной линии как функцию времени (t); гидравлический насос (40), гидравлически соединенный с резервуаром (42) для поверхностного флюида; устройство (70) для управления потоком, расположенное в штуцерной линии и выполненное с возможностью управления скоростью потока флюида через штуцерную линию,при этом согласно способу осуществляют имитацию состояний скважины, характерных для события управления скважиной; буровая бригада выполняет процедуры управления скважиной в системе управления скважиной на основе указанного состояния скважины; получают данные буровой установки в результате выполнения буровой бригадой процедур управления скважиной. 20. Система управления скважиной, содержащая противовыбросовый превентор (32), выполненный с возможностью закрывания кольцевого пространства (18) буровой скважины (12) от атмосферной среды только в то время, когда бурение прекращается; штуцерную линию (56), соединенную между кольцевым пространством буровой скважины и резервуаром (42) для поверхностного флюида; устройство (50) для измерения скорости выходного потока, расположенное в штуцерной линии,причем устройство для измерения скорости выходного потока выполнено с возможностью измерения скорости потока через штуцерную линию и генерирования сигнала Fвых(t), показывающего фактическую скорость потока по штуцерной линии как функцию времени (t); гидравлический насос (40), гидравлически соединенный с резервуаром (42) для поверхностного флюида; устройство (70) для управления потоком, расположенное в штуцерной линии и выполненное с возможностью управления скоростью потока флюида через штуцерную линию.