Система и способ бурения

006054 Область техники, к которой относится изобретение Данное изобретение относится к замкнутой системе для бурения скважин, в которой ряд устройств для контролирования интенсивности входных и выходных потоков скважины, а также для регулирования противодавления, обеспечивают регулирование выходного потока, так что выходной поток все время согласовывается с ожидаемой величиной. Средство удерживания давления удерживает скважину все время закрытой. Поскольку это обеспечивает намного более безопасную работу, то ее применение для разведочных скважин намного снижает опасность выбросов. В условиях узкой границы безопасности между поровым давлением и давлением гидравлического разрыва пласта, она означает новую ступень по сравнению с обычной практикой бурения. Сюда входит также применение в глубокой и сверхглубокой воде. Раскрывается также способ бурения с использованием этой системы. Система и способ бурения пригодны для всех типов скважин, морских и наземных, с использованием обычного бурового раствора или легкого бурового раствора, в частности, по существу, не сжимаемого обычного или легкого бурового раствора. Уровень техники Бурение нефтяных, газовых, геотермальных скважин осуществляется десятилетиями аналогичным образом. В основном, используют буровой раствор внутри скважины с достаточно высокой плотностью для уравновешивания давления флюидов в коллекторской породе для предотвращения неконтролируемой добычи таких флюидов. Однако во многих ситуациях может случаться, что забойное давление уменьшается ниже давления флюида в пласте. В этот момент происходит приток газа, нефти или воды,называемый выбросом. Если выброс обнаруживают на ранних стадиях, то можно относительно просто и безопасно обеспечить циркуляцию приточного флюида из скважины. После восстановления первоначального состояния можно продолжать бурение. Однако если по некоторым причинам обнаружение такого выброса занимает много времени, то ситуация становится неконтролируемой и приводит к фонтанированию. Согласно статье P. Skalle, A.L. Podio Тенденции, вытекающие из 800 внезапных выбросов на побережье Мексиканского залива в течение 1960-1996 (IADC/SPE 39354, Даллас, Техас, март 1998) почти 0,16% выбросов приводят к фонтанированию вследствие разных причин, включая неисправности оборудования и человеческий фактор. С другой стороны, если давление в скважине чрезмерно высокое, то оно превышает прочность породы на разрыв. В этом случае наблюдается потеря давления бурового раствора относительно давления пласта, что вызывает потенциальную опасность за счет уменьшения гидростатического напора внутри скважины. Это уменьшение может приводить к последующему выбросу. В обычной практике бурения скважина открыта в атмосферу и давление бурового раствора (статическое давление плюс динамическое давление, когда раствор циркулирует) в забое скважины является единственным фактором для предотвращения входа флюидов пласта в скважину. Это индуцированное давление в скважине, которое по умолчанию больше давления пласта, приводит ко многим проблемам,т.е. к уменьшению проницаемости вблизи скважины за счет потери раствора в пласт, что в большинстве случаев уменьшает производительность залежи. Поскольку к наиболее опасным событиям во время бурения относится выброс, то имеется несколько способов, оборудование, процедуры и технологии, предназначенные для возможно раннего обнаружения выброса. Наиболее простым и наиболее популярным способом является сравнение интенсивности нагнетаемого потока и интенсивности обратного потока. Независимо от бурового шлама и определенной потери раствора в пласте интенсивность обратного потока должна быть равна интенсивности нагнетаемого потока. Если имеются существенные различия, то бурение останавливают для проверки, переливается ли скважина при выключенных буровых насосах. Если скважина переливается, то затем закрывают оборудование для предотвращения фонтанирования, проверяют давления, возникающие без циркуляции,и затем обеспечивают вывод выброса из циркуляции, регулируя соответствующим образом вес раствора для предотвращения дальнейшего притока в скважину. Некоторые компании не проверяют поток, если имеются показания на возможный приток, закрывая в качестве первой стадии оборудование для предотвращения фонтанирования. Эта процедура требует времени и увеличивает опасность фонтанирования, если буровая бригада недостаточно быстро заподозрит и среагирует на появление выброса. В некоторый момент времени процедура закрывания скважины может не сработать, и выброс неожиданно выходит из-под контроля. Дополнительно к времени, затраченному на контролирование выбросов и регулирование параметров бурения, остается значительной опасность фонтанирования, когда бурение выполняют обычным способом с открытой все время в атмосферу скважиной. Патентная литература содержит несколько примеров выполнения способов обнаружения выбросов,включая US4733233 (Grosso), в котором раскрыт способ обнаружения выбросов с использованием скважинного устройства, известного как MWD (каротаж во время бурения), вместо обнаружения с помощью потока флюида. Оборудование MWD измеряет только выброс газа за счет волновых возмущений,которые возникают и обнаруживаются перед притоком в скважину. Этот способ не обеспечивает обнаружение выбросов жидкости (нефти или воды). Среди способов, доступных для быстрого обнаружения выброса, наиболее современные представ-1 006054 лены в статье М. Hutchinson I. Rezmer-Соореr "Использование измерений давления в кольцевом пространстве скважины для предсказания проблем при бурении" (SPE 49114, SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Новый Орлеан, Луизиана, 27-30 сентября 1998). Измерение различных параметров,таких как давление в кольцевом пространстве скважины, с использованием специальной системы контроля увеличивает безопасность всей процедуры. В статье обсуждаются такие важные параметры, как воздействие ECD (эквивалентная плотность циркулирующего бурового раствора, которая равна гидростатическому давлению плюс потери на трение во время циркуляции флюида, преобразованная в эквивалентную плотность бурового раствора) на давление в кольцевом пространстве. Указывается также, что если имеется небольшое отличие между поровым давлением и градиентами разрыва, то данные давления в кольцевом пространстве можно использовать для регулирования веса бурового раствора. Однако способ бурения является, по существу, обычным, лишь с добавлением некоторых параметров для измерения и контроля. Иногда необходимо выполнять вычисления с этими параметрами для определения веса бурового раствора, необходимого для заглушения скважины. Однако данные давления в кольцевом пространстве, зарегистрированные во время операций заглушения, показывают также, что обычные процедуры заглушения не всегда успешны в удерживании постоянного давления в скважине. В некоторых способах обычно оценивают поровое давление при обнаружении выброса с целью обеспечения циркуляции выброса из скважины. В US5115871 (McCann) раскрыт способ оценки порового давления во время бурения посредством отслеживания двух параметров и соответствующего их изменения. В GB2290330 (Baroid Technology Inc.) раскрыт способ контролирования бурения посредством оценки порового давления из постоянно контролируемых параметров для учета износа бурового долота. Другие публикации относятся к способам циркуляции выброса из скважины. Например, в патенте США 4867254 раскрыт способ контролирования в реальном времени притока флюида в нефтяную скважину из подземного пласта во время бурения. Измеряют давление pi нагнетания и обратное давление рr и расход Q бурового раствора, циркулирующего в скважине. Из величин давления и расхода определяют величину Mg массы газа в кольцевом пространстве и отслеживают изменения этой величины с целью определения ввода свежего газа в кольцевое пространство или потери бурового раствора в пласт,подвергаемый бурению. В патенте США 5080182 раскрыт способ анализа и контролирования в реальном времени притока из подземного пласта в скважину, пробуриваемую с помощью бурильной колонны, во время бурения и циркуляции от поверхности до дна скважины в бурильной колонне и прохода обратно к поверхности в кольцевом пространстве, заданном между стенкой скважины и буровой колонной, при этом способ содержит стадии: закрытия скважины, когда обнаружен приток в скважину; измерения входного давленияPi и выходного давления Ро бурового раствора на поверхности в зависимости от времени; определения из увеличения величины измерения давления раствора времени tc, соответствующего минимальному градиенту увеличения давления бурового раствора, и контролирования скважины, начиная со времени tc. В патентах США 3470971 (Dower) и 5070949 (Cavignet) раскрыты другие способы циркуляции выброса. В US3470971 раскрыт автоматический способ циркуляции выброса, предназначенный для удерживания давления скважины постоянным посредством регулирования обратного давления с помощью штуцера во время бурения. В US5070949 раскрыт способ, который содержит измерение газа в кольцевом пространстве при прохождении притока жидкости вверх во время циркуляции. Следует отметить, что во всех указанных источниках, где способ бурения является обычным, процедуру закрытия выполняют одинаково. То есть указанные в источниках способы направлены на обнаружение и коррекцию проблемы (выброса), в то время как ни один из известных способов не направлен на устранение указанной проблемы посредством изменения или улучшения обычного способа бурения скважин. Таким образом, согласно способам бурения, указанным в источниках, выполняют лишь контролирование выбросов. В последние 10 лет становится все более популярной новая технология бурения - бурение при пониженном гидростатическом давлении в стволе скважины (UBD). Эта технология подразумевает сопутствующую добычу флюидов пласта во время бурения скважины. Разработано специальное оборудование для удерживания скважины все время закрытой, поскольку устьевое давление в этом случае не является атмосферным давлением, как в традиционном способе бурения. Кроме того, должно быть предусмотрено специальное разделительное оборудование для правильного отделения бурового раствора от газа и/или нефти и/или воды и обломков бурения. В ЕР 1048819 (Baker-Hughes) раскрыт способ бурения при пониженном гидростатическом давлении в стволе скважины с использованием регулируемого нагнетания различных типов раствора для поддерживания давления в скважине, которое обеспечивает условия пониженного гидростатического давления. В US5975219 (Sprehe) раскрыт не способ бурения при пониженном гидростатическом давлении в стволе скважины как таковой, а скорее способ работы с закрытым устьем скважины при бурении только с газовым буровым раствором с целью удерживания газа. Однако есть сходство со способом бурения при пониженном гидростатическом давлении в стволе скважины. Этот способ в дополнение к работе с закрытым устьем скважины с помощью противовыбросового устройства (ВОР) содержит измерители рас-2 006054 хода и датчики давления и температуры для измерения давления и температуры с целью определения необходимости в нагнетаемом потоке огнегасящего химического состава или воды и систему контроля и записи для записи расхода бурового раствора и скорости любых флюидов, вытекающих из скважины, на основе характеристик условий пласта и размеров скважины, только в случае фонтанирования, дополнительно к определению сил в момент фонтанирования скважины и температурного профиля горящего потока скважины. Кроме того, согласно этому способу, вводят заданные параметры производительности насосных установок в трубопроводах, давления и т.д. в подходящую программу, выполняемую цифровым компьютером или центральным процессором, соединенным со схемами для приема контрольных сигналов и передачи в исполнительное устройство для замедления ввода бурильной колонны и исключения пульсаций в скважине. Технология бурения при пониженном гидростатическом давлении в стволе скважины была первоначально разработана для преодоления сложных проблем, возникающих во время бурения, таких как сильные потери циркуляции, прихват трубы за счет различных давлений при бурении истощенных пластов, а также для увеличения скорости проходки. Однако во многих ситуациях невозможно бурить скважину в режиме пониженного гидростатического давления в стволе скважины, например, в регионах, где для удерживания стенок скважины стабильными необходимо высокое давление внутри скважины. В этом случае, если уменьшить давление в скважине до низких уровней с целью обеспечения добычи флюидов, то стенки обрушатся и будет невозможно продолжать бурение. В соответствии с этим данная заявка относится к новой концепции бурения, в котором способ и соответствующие инструменты обеспечивают раннее обнаружение выброса и намного более быстрое и надежное или даже исключающее/смягчающее управление, чем в способах согласно уровню техники. Кроме того, следует отметить, что данный способ предусматривает работу с закрытой все время скважиной. Поэтому можно утверждать, что раскрываемый и заявленный здесь способ является намного более безопасным, чем обычные способы. В скважинах с сильной потерей циркуляции имеется возможность обнаружения притока в скважину посредством наблюдения за интенсивностью обратного потока. В статье I.J. Schubert и J.С. Wright "Раннее обнаружение выброса с помощью наблюдения за уровнем жидкости в скважине" (IADC/SPE 39400,Даллас, Техас, март 1998) предложен способ раннего обнаружения выброса за счет наблюдения за уровнем жидкости в скважине. В данном случае при скважине, открытой в атмосферу, снова непосредственной стадией после обнаружения выброса является закрытие ВОР и удерживание скважины. В великолепном обзоре 800 внезапных выбросов, случившихся в Алабаме, Техасе, Луизиане, Миссисипи и на шельфе Мексиканского залива, опубликованном в статье P. Skalle, A.L. Podio Тенденции,вытекающие из 800 внезапных выбросов на побережье Мексиканского залива в течение 1960-1996(IADC/SPE 39354, Даллас, Техас, март 1998) показано, что главными причинами фонтанирования являются человеческий фактор и неисправности оборудования. В настоящее время все больше и больше разведка и добыча нефти перемещаются в сложные условия, такие как глубоководные и сверхглубоководные. Скважины бурят также в зонах с повышенными рисками для окружающей среды и техническими рисками. В этой связи одной из больших проблем во многих местах является небольшой запас между поровым давлением (давлением флюидов - воды, газа или нефти - внутри пор породы) и давлением разрыва пласта (давлением, приводящим к разрыву породы). Скважину проектируют на основе этих двух кривых, используемых для определения прохождения скважины, которую можно оставлять с незащищенным стволом скважины, то есть не помещенным в трубу или другую форму изоляции, которая предотвращает непосредственную передачу давления раствора в пласт. Период или интервал между осуществлением изоляции известен как фаза. В некоторых ситуациях кривая давления обрушения (давления, которое приводит к обрушению стенки ствола скважины в скважину) является нижним пределом, а не кривая порового давления. Однако с целью наглядности необходимо рассматривать только две кривые, а именно кривые порового давления и давления разрыва. Фаза скважины определяется максимальным и минимальным возможным весом раствора с учетом указанных выше кривых и некоторых критериев конструирования, которые изменяются у операторов, таких как допустимая стойкость к выбросу и поле спуска-подъема. В случае выброса газа движение газа вверх по скважине вызывает изменения в забойном давлении. Забойное давление увеличивается, когда газ идет вверх при закрытой скважине. Допустимая стойкость к выбросу является изменением в этом забойном давлении для определенного объема выброса газа. Поле спуска-подъема, с другой стороны, является величиной, которую использует оператор для обеспечения, например, небольшого изменения свабирования давления при подъеме из скважины. В этой ситуации уменьшение забойного давления, вызванное движением вверх бурильной колонны, может приводить к притоку в скважину. Согласно прилагаемой фиг. 1, основанной на уровне техники конструирования скважин для бурения, обычно добавляют поле в 0,3 фунта на галлон (36 кг/м 3) к поровому давлению для обеспечения фактора безопасности при остановке циркуляции раствора и вычитают из давления разрыва, уменьшая тем самым еще больше небольшой запас, как показано штриховыми линиями. Поскольку график, показанный на фиг. 1, всегда относится к статическому давлению раствора, то компенсация 0,3 фунта на галлон-3 006054 обеспечивает также динамический эффект во время бурения. Компенсация изменяется от сценария к сценарию, однако, обычно лежит между 0,2 и 0,5 фунта на галлон. Как показано на фиг. 1, последняя фаза скважины может иметь максимальную длину только 3000 футов (914,4 м), поскольку вес раствора в этой точке начинает разрывать породу, вызывая потери раствора. Если используется небольшой вес раствора, то выброс происходит в нижней части скважины. Нетрудно представить проблемы, создаваемые при бурении в узком поле, с необходимостью нескольких обсадных колонн, что сильно увеличивает стоимость скважины. В некоторых критических случаях разница между поровым и забойным давлениями составляет лишь 0,2 фунта на галлон. Кроме того, современная конструкция скважины, показанная на фиг. 1, не обеспечивает достижения полной требуемой глубины, поскольку размеры долота постоянно уменьшаются для установки нескольких необходимых обсадных колонн. В большинстве этих скважин, бурение прерывают для проверки, фонтанирует ли скважина, и часто встречаются также потери бурового раствора. Во многих случаях скважины приходится оставлять, что вызывает большие потери для операторов. Эти проблемы дополнительно усложняются изменениями плотности, вызываемыми изменениями температуры вдоль ствола скважины, в частности, в глубоководных скважинах. Это может приводить к значительным проблемам, относящимися к узкому полю, когда скважины закрывают для обнаружения выброса и потерь раствора. Эффект охлаждения и последующие изменения температуры могут модифицировать эквивалентную плотность циркулирующего бурового раствора за счет воздействия температуры на вязкость бурового раствора и за счет увеличения плотности, ведущего к дальнейшему осложнению возобновления циркуляции. Таким образом, использование обычного способа для скважин в сверхглубокой воде быстро достигает технических пределов. В противоположность этому в данной заявке запасы в 0,3 фунта на галлон, показанные на фиг. 1, не учитываются во время планирования скважин, поскольку действительно необходимые величины порового давления и давления разрыва определяют во время бурения. Таким образом, фазу скважины можно дополнительно удлинить, а следовательно, сильно сократить количество необходимых обсадных колонн со значительной экономией средств. Если рассматривать показанный на фиг. 1 случай, то показанное количество обсадных колонн равно 10, в то время как при графическом применении способа, согласно изобретению, это количество уменьшается до 6, как показано на фиг. 2. Это можно легко видеть, рассматривая лишь сплошные линии градиента порового давления и давления разрыва пласта для определения прохождения каждой фазы вместо штриховых линий, обозначающих обычно используемые пределы. С целью преодоления этих проблем в промышленности было затрачено много времени и средств для разработки альтернативных решений. Большинство из этих альтернативных решений используют концепцию двойной плотности, которая предусматривает осуществление переменного профиля давления вдоль скважины, что позволяет уменьшить количество необходимых обсадных колонн. В некоторых сценариях бурения, как, например, в зонах, где имеется поровое давление, превышающее нормальное, в глубоководных местах, система бурения с двойной плотностью является единственной, которая обеспечивает экономически выгодное бурение. Идея состоит в том, чтобы иметь изогнутый профиль давления, повторяющий кривую порового давления. При этом имеются две основные возможности- нагнетание текучей среды низкой плотности (нефть, газ, жидкость с полыми стеклянными шариками) в некоторой точке, например, согласно WO 00/75477 (Exxon Mobil), в котором раскрыта работа с нагнетанием легкой жидкости в газовой фазе в систему, имеющую устройства контролирования давления у устья скважины и на дне моря, которые измеряют изменения давления на дне моря у устья скважины и компенсируют их соответственно);- расположение насоса на дне моря для поднятия жидкости к установке на поверхности, как раскрыто, например, в WO 00/49172 (Hydril Со.), в котором используют фонтанный штуцер для регулирования обратного потока и давления в скважине на выбранном уровне. Каждая из указанных выше систем имеет преимущества и недостатки. В промышленности выбрано в основном направление второго альтернативного решения за счет того, что контролирование скважины и применение двухфазного потока усложняет всю операцию бурения с нагнетанием газа. Таким образом, согласно статье P. Fontana и G. Sjoberg "Технология спускаемых труб для глубоководного бурения с использованием системы раствора с двойным градиентом" в IADC/SPE 59160 можно уменьшить количество необходимых обсадных колонн для достижения конечной глубины скважины посредством возврата бурового раствора на судно с использованием подводной насосной системы. Комбинирование градиента морской воды у глинопровода и бурового раствора в скважине приводит к забойной эквивалентной плотности, которую можно увеличивать, как показано на фиг. 2 статьи. Результатом является большая глубина для каждой обсадной колонны и уменьшение общего количества обсадных колонн. Утверждается, что затем можно устанавливать более длинные обсадные колонны в продуктивном пласте и можно обеспечивать большую глубину всей скважины. Механизм, используемый для создания системы двойного градиента, основан на насосе, расположенном на дне моря. Однако при выборе этой системы необходимо преодолеть несколько технических сложностей, которые задерживают применение в промысловых условиях на несколько лет. Стоимость этой системы-4 006054 является другим отрицательным аспектом. Возможные проблемы с подводным оборудованием превращают любой ремонт или неисправность в длительный простой буровой установки, что еще больше увеличивает стоимость поиско-разведочных работ. Другой способ, разрабатываемый в настоящее время промышленностью, состоит в нагнетании жидкого цементного раствора, содержащего легкие шарики, у дна океана в кольцевое пространство и нагнетании обычного раствора через бурильную колонну. Комбинирование легкого цементного раствора и обычного раствора, поднимающегося в кольцевом пространстве, создает легкий раствор над дном океана и более плотный раствор ниже дна океана. Таким образом, этот способ обеспечивает бурение с двойным градиентом плотности, или DGD. Это альтернативное решение намного проще, чем дорогостоящие способы подъема бурового раствора, однако, имеются все еще некоторые проблемы и ограничения, такие как отделение шариков от жидкости, поднимающейся по стояку, так чтобы их можно было снова вводить на дне океана. Жидкий цементный раствор, нагнетаемый у дна океана, имеет высокую концентрацию шариков, в то время как бурильный раствор, нагнетаемый через бурильную колонну, не имеет никаких шариков, поэтому необходимо отделение шариков на поверхности. Один подход к бурению с градиентом двойной плотности разрабатывается в настоящее время фирмой Maurer Technology с использованием нефтепромысловых буровых насосов для закачивания полых шариков на дно моря и нагнетания легких шариков в стояк для уменьшения плотности бурильного раствора в стояке относительно плотности морской воды. Утверждается, что использование нефтепромысловых буровых насосов вместо разрабатываемых в настоящее время подводных насосных систем бурения с градиентом двойной плотности значительно сокращает эксплуатационные расходы. Требования безопасности к морскому бурению с плавающим бурильным блоком включают наличие внутри скважины, ниже глинопровода, бурильного раствора, имеющего достаточный вес для уравновешивания наибольшего порового давления открытой пробуренной секции скважины. Это требование вытекает из того факта, что может произойти аварийное рассоединение, так что внезапно исчезает гидростатическая колонна, обеспечиваемая буровым раствором внутри морского стояка. Давление, создаваемое весом бурового раствора, внезапно заменяется давлением, создаваемым морской водой. Если вес жидкости, остающейся внутри скважины после рассоединения стояка, недостаточно большой для уравновешивания порового давления вскрытого пласта, то может произойти выброс. Это требование безопасности называют запасом стояка, и в настоящее время происходит бурение нескольких скважин без запаса стояка, поскольку все еще коммерчески недоступным является способ двойной плотности. Имеются три других основных способа бурения с замкнутой системой: а) бурение при пониженном гидростатическом давлении потока, которое включает непрерывное прохождение жидкостей из резервуара в скважину, как описано в технической литературе; b) бурение с закрытой пробкой из бурового раствора скважиной, которое связано с постоянной потерей бурового раствора в пласт, при этом буровой раствор может иметь повышенное, уравновешенное или пониженное гидростатическое давление, что также отражено в технической литературе; с) бурение с очисткой забоя воздухом, в котором воздух или другой газ используется в качестве бурильного раствора. Эти способы имеют ограниченное применение,то есть бурение с пониженным гидростатическим давлением и воздушное бурение ограничивается пластами с устойчивыми скважинами, и имеются значительные ограничения для оборудования и процедур при обращении с получаемыми из скважины сточными водами. Способ с пониженным гидростатическим давлением используется для ограниченных секций скважины, обычно секций в пласте. Это ограниченное применение делает их специальными альтернативами для обычного бурения при правильных условиях и критериях конструкции. Воздушное бурение ограничивается сухими пластами из-за его ограниченной возможности справляться с притоками жидкости. Аналогичным образом бурение с глинистой покрышкой ограничивается специальными участками пласта (обычно сильно растресканным карбонатом с пустотами). Таким образом, доступная техническая литература полна указаниями на способы обнаружения выбросов и способы циркуляции выбросов из скважины. Обычно все ссылки относятся к способам для работы в обычных условиях бурения, т.е. при открытой в атмосферу скважине. Однако нет намека или описания модифицированного способа или системы бурения, которые при работе с закрытой скважиной,контролировании интенсивности входного и выходного потоков скважины и регулировании давления внутри скважины обеспечивали бы отсутствие или экстремальную минимизацию притоков (выбросов) и потерь раствора, как способ и система, описанные и сформулированные в данной заявке. Кроме того, данные способ и систему можно использовать для морского бурения с применением обратного давления также с применением легких растворов, так что эквивалентный вес раствора над глинопроводом может быть установлен ниже эквивалентного веса раствора внутри скважины, что повышает надежность и понижает стоимость по сравнению с бурением с обычными растворами. Сущность изобретения В своем наиболее широком аспекте данное изобретение направлено на создание системы работы скважины, имеющей циркулирующий по ней бурильный раствор, содержащей средство для наблюдения за интенсивностью входного и выходного потоков и средство для прогнозирования вычисленной величины выходного потока в любое заданное время с целью получения информации в реальном времени о-5 006054 разнице между прогнозируемым и наблюдаемым выходным потоком, при этом скважина все время закрыта с помощью устройства удерживания давления. Устройство удерживания давления может быть вращающимся противовыбросовым устройством(ВОР) или вращающимся устьевым оборудованием, но не ограничивается этим. Местоположение устройства не является критичным. Оно может быть расположено на поверхности или в некоторой более низкой точке, например, на дне моря, внутри скважины или в любом другом подходящем месте. Тип и конструкция устройства не являются критичными и зависят от каждой пробуриваемой скважины. Оно может быть стандартным оборудованием, коммерчески доступным или выполняемым из существующих конструкций. Задачей вращающегося устройства удерживания давления является обеспечение прохождения через него и вращения бурильной колонны, если выполняется вращательное бурение при закрытом устройстве,за счет чего в скважине создается обратное давление. Таким образом, буровая колонна защищена от выбросов за счет вращающегося устройства удерживания давления, которое закрывает кольцевое пространство между наружной средой буровой трубы и внутренним пространством скважины/обсадной колонны/стояка. Упрощенное устройство удерживания давления может быть противовыбросовым устройством, выполненным с возможностью обеспечения непрерывного прохождения несоединенной трубы, такой как стояк (стояки), при работе с намотанными насосно-компрессорными трубами. Скважина предпочтительно содержит устройство удерживания давления, которое закрыто все время, и резервное противовыбросовое устройство, которое можно закрывать в случае проявления любого неконтролируемого события. Скважина в данном случае является нефтяной, газовой или геотермальной скважиной, которая может быть наземной, морской, глубоководной или сверхглубоководной и т.п. Циркулирующий буровой раствор в данном случае обозначает обычный контур бурового раствора, циркуляция бурового раствора вниз по скважине может осуществляться через бурильную колонну, а возвращение - через кольцевое пространство, так же как в способах согласно уровню техники, но не ограничиваясь этим. А именно, любой способ циркуляции бурового раствора можно успешно использовать при практическом применении данной системы и способа независимо от того, где нагнетаются и возвращаются жидкости. Что касается бурового раствора, то согласно одному варианту выполнения изобретения можно использовать обычные буровые растворы, выбранные обычно из жидких фаз масла и/или воды с необязательным добавлением газовой фазы. Если жидкая фаза является маслом, то масло может быть дизельным, синтетическим, минеральным или растительным маслом, при этом преимуществом является уменьшенная плотность по сравнению с водой, а недостатком является сильно отрицательное воздействие на окружающую среду. Средства для наблюдения за интенсивностями потоков могут быть средствами для наблюдения за массовым и/или объемным расходом. В особенно предпочтительном варианте выполнения система и способ согласно изобретению включают наблюдение за массой входного и выходного потоков скважины, не обязательно вместе с другими параметрами, которые обеспечивают раннее обнаружение притока или потери независимо от входного или выходного массового расхода массы в любой момент времени. Средства наблюдения предпочтительно работают непрерывно во время заданной операции. Наблюдение предпочтительно осуществляется с помощью коммерчески доступных расходомеров массы, которые могут быть стандартными или многофазными. Расходомеры расположены на входных и выходных трубопроводах. Система может быть предназначена для активного бурения скважины или для соответствующих неактивных операций, например, для определения в реальном времени порового давления или давления разрыва скважины с помощью прямого считывания параметров, относящихся к притоку или потери жидкости соответственно; в качестве альтернативного решения или дополнительно к этому система используется для обнаружения притока и взятия проб для анализа природы флюида, который можно добывать из скважины. Согласно другому аспекту изобретения создана система для эксплуатации скважины, имеющей циркулирующий в ней буровой раствор, содержащая средства, которые в ответ на обнаружение притока или потери бурового раствора заранее регулируют обратное давление в скважине на основе указания притока или потери, прежде чем они обнаружены системой на поверхности, при этом скважина все время закрыта с помощью устройства удерживания давления. В этой системе приток может быть обнаружен с помощью указанного выше обнаружения в реальном времени расхождения между прогнозируемым и наблюдаемым выходным потоком, как указывалось выше, или с помощью таких средств, как скважинные датчики температуры, скважинные углеводородные датчики, датчики изменения давления и датчики импульсного давления, или же с помощью любых других средств, работающих в реальном времени. Согласно данному аспекту изобретения скважина дополнительно содержит одно или более устройств для управления давлением/потоком и средства для их настройки с целью непрерывного регулирования выходного потока на прогнозируемую идеальную величину или с целью заблаговременного регулирования обратного давления для мгновенного изменения эквивалентной плотности циркуляции (ECD)-6 006054 в ответ на раннее обнаружение притока или потери раствора. Средства для настройки устройства управления давлением/потоком содержат средства для его закрывания и открывания в зависимости от необходимости увеличения или уменьшения, соответственно,обратного давления, средства для регулирования эквивалентной плотности циркуляции. Устройства управления давлением/потоком предпочтительно расположены в любом месте, подходящем для создания или поддержания обратного давления в скважине, например, в линии возврата для извлечения раствора из скважины. Эквивалентная плотность циркуляции в данном случае обозначает гидростатическое давление плюс потери на трение, возникающие во время циркуляции раствора, преобразованные в эквивалентную плотность бурового раствора на дне скважины. Настройка предпочтительно является мгновенной и может быть ручной или автоматической. Уровень настройки устройств управления давлением/потоком можно оценивать, вычислять или просто устанавливать пробно для наблюдения за реакцией, и она может содержать открывание или закрывание устройства управления на заданный период времени, раскрыв и интервалы времени. Настройку предпочтительно вычисляют на основе допущений, основанных на природе притока или потери раствора. Устройство управления давлением/потоком может быть любым подходящим устройством, пригодным для таких ограничений, как, например, штуцеры и т.п., имеющие средства для их регулирования, и могут быть коммерчески доступными или специально разработанными для данной цели, или выбранными или сконструированными в соответствии с параметрами скважины, такими как диаметр линии возврата, давление и требования к буровому раствору. В очень широком смысле система и способ, согласно изобретению, содержат регулирование давления в скважине с помощью устройства управления давлением/потоком для корректировки забойного давления с целью предотвращения притока или потерь бурового раствора активным образом, в противоположность реактивному образу согласно уровню техники. Закрывание или открывание устройства управления давлением/потоком восстанавливает равновесие потока и прогнозируемой величины забойного давления, при этом забойное давление приобретает снова значение, которое исключает любой дальнейший приток или потерю раствора, после чего флюид,который вошел в скважину, выводят из циркуляции или же заменяют утраченный раствор. Удерживание плотности жидкости (раствора) на величине, которая слегка ниже необходимой плотности для управления давлением пласта, и регулирование обратного давления в скважине с помощью потока обеспечивают экстремально управляемую эквивалентную плотность циркуляции в забое, которую можно гибко регулировать вверх или вниз. Одно или несколько устройств управления давлением/потоком предпочтительно находятся под управлением центрального средства, которое вычисляет регулировку. Регулировку устройства управления давлением/потоком можно осуществлять посредством его закрывания или открывания в степени, необходимой для увеличения или уменьшения, соответственно,обратного давления, регулируя эквивалентную плотность циркуляции. В этом случае систему можно использовать в качестве системы для управления эквивалентной плотностью циркуляции в любой желаемой операции и при непрерывном или прерывистом бурении газовой, нефтяной или геотермальной скважины, при этом бурение выполняется при забойном давлении,управляемом между поровым давлением и давлением разрыва скважины, с обеспечением возможности непосредственного определения при желании обеих величин, или же при бурении с точно необходимым забойным давлением при непосредственном определении порового давления, или при бурении с регулированием забойного давления так, чтобы оно было как раз меньше порового давления, создавая тем самым контролируемый приток, который может быть кратковременным с целью отбора контролируемым образом пробы флюида скважины, или же может быть непрерывным с целью добычи контролируемым образом скважинного флюида. Поэтому система, согласно изобретению, предпочтительно используется для бурения скважины при одновременном нагнетании бурового раствора через линию нагнетания указанной скважины и извлечении через линию возврата указанной скважины, при этом скважина все время закрыта, и содержит устройство управления давлением/потоком в скважине для создания и/или поддержания обратного давления в скважине, средства для наблюдения за входным и выходным потоками раствора, средство для наблюдения за входным и выходным потоком любого другого материала, средства для контролирования параметров, влияющих на величину контролируемых потоков, и средство для прогнозирования расчетной величины выходного потока в любой момент времени и для получения информации в реальном времени о расхождении между прогнозируемым и наблюдаемым выходным потоком, и преобразования в величину для настройки устройства управления давлением/потоком и восстановления прогнозированной величины потока. Система и соответствующий способ бурения нефтяных, газовых и геотермальных скважин, согласно данному изобретению, основан на принципе сохранения массы, являющемся универсальным законом. Измерения выполняются при тех же динамических условиях, что и условия, в которых происходят действительные события.-7 006054 При бурении скважины потеря бурового раствора в породу или приток флюида из пласта являются обычными явлениями, и их необходимо избегать для исключения многих проблем. За счет применения принципа сохранения массы разница масс, нагнетаемых и возвращаемых из скважины, скомпенсированная с учетом увеличения объема скважины, дополнительной массы возвращаемой породы и других релевантных факторов, но, не ограничиваясь этим, тепловое расширение/сжатие и изменения сжимаемости являются четкими указателями того, что происходит в забое. Поэтому используемое выражение поток массы обозначает полный поток массы, нагнетаемой и возвращаемой, состоящей из жидкости, твердых веществ и возможно газа. Для повышения точности способа и ускорения обнаружения любого нежелательного события также выполняют все время наблюдение за интенсивностью входного и выходного потоков. В этом случае вычисление прогнозируемого идеального обратного потока из скважины можно выполнять с определенной избыточностью, а обнаружение любого расхождения можно выполнять с уменьшенным риском. В некоторых случаях измерение только скорости потока не является достаточно точным для обеспечения четкой индикации потерь или притоков во время бурения. Поэтому данная система предпочтительно предусматривает дополнительно средство измерения расхода массы, что обеспечивает намного большую надежность данного способа бурения по сравнению со способами бурения согласно уровню техники. С помощью системы и способа, согласно изобретению, было установлено, что выполнение измерений в реальном времени с использованием компенсации полного баланса масс и времени в качестве инструмента динамического прогнозирования, который можно компенсировать также для любого перерыва в операции бурения скважины или нагнетания раствора, впервые обеспечивает регулирование интенсивности возврата жидкости при одновременном продолжении нормальной работы. Этим она отличается от известных систем открытых скважин, которые требуют прерывания нагнетания раствора и бурения для разгрузки излишней жидкости и добавления дополнительного раствора методом проб и ошибок, пока не будет восстановлено давление, что может занимать несколько часов циркуляции раствора для восстановления уровней. Кроме того, система впервые обеспечивает средство для мгновенного восстановления давления за счет использования замкнутой системы, в которой добавление или разгрузка жидкости мгновенно воздействует на обратное давление. Скорость регулирования в способе, согласно изобретению, намного выше, чем в обычной ситуации,когда увеличение плотности бурового раствора (увеличение веса) или уменьшение плотности бурового раствора (разбавление) является процессом, занимающим много времени. Эквивалентная плотность циркуляции представляет действительное давление, которое должно преодолевать давление пласта для исключения притока во время бурения. Однако когда циркуляция останавливается для выполнения, например, соединения, то потери на трение равны нулю и тем самым эквивалентная плотность циркуляции снижается до гидростатического значения веса бурового раствора. В сценариях с очень узким окном бурового раствора запас может быть небольшим, таким как 0,2 фунта на галлон. В этих случаях обычно при остановках наблюдаются притоки, что значительно увеличивает опасность при бурении с помощью обычной системы бурения. В противоположность этому, поскольку способ, согласно изобретению, работает с закрытой все время скважиной, в которой все время осуществляется обратное давление, средства для регулирования обратного давления компенсируют динамические потери на трение, когда прерывается циркуляция бурового раствора, что исключает приток жидкости пласта (выброс). Таким образом, ясно проявляется повышенная безопасность способа, согласно изобретению, по сравнению со способами бурения согласно уровню техники. Компенсацию динамических потерь на трение при остановке циркуляции можно обеспечить за счет медленного уменьшения скорости циркуляции по нормальному пути потока и одновременного закрывания устройства управления давлением/потоком и запирания обратного давления, которое компенсирует потери напора на трение. В качестве альтернативного решения или дополнительно регулирование обратного давления можно использовать за счет нагнетания жидкости в скважину независимо от нормального пути прохождения потока циркуляции для компенсации потерь на трение и обеспечения непрерывного потока, который обеспечивает простое управление обратным давлением посредством регулирования устройства управления давлением/потоком. Этот поток жидкости можно создавать полностью независимо от нормального пути прохождения циркуляции с помощью насоса для бурового раствора и линии нагнетания. Поэтому система предпочтительно содержит дополнительные средства для опрессовки скважины,более предпочтительно через кольцевое пространство, независимо от используемого в данный момент пути нагнетания жидкости. Эта система обеспечивает изменение температуры и плотности жидкости в любое время при одновременном бурении или же обеспечивает нагнетание жидкости в кольцевое пространство при остановке бурения с удерживанием желаемого забойного давления во время остановки циркуляции при постоянном измерении любых изменений, показывающих приток или потерю жидкости. Система может содержать по меньшей мере один обход циркуляции, содержащий насос и выделенную линию нагнетания для нагнетания жидкости непосредственно в кольцевое пространство или в его-8 006054 зону, и, не обязательно, выделенную возвратную линию вместе с выделенными расходомерами и дополнительными средствами, такими как устройства управления давлением/потоком, датчики температуры и давления и т.п. Это позволяет поддерживать желаемое давление в забое во время остановок циркуляции и непрерывно обнаруживать любые изменения в равновесии масс, указывающих на приток или потерю жидкости во время остановки циркуляции. Система для бурения скважины при одновременном нагнетании бурового раствора через линию нагнетания указанной скважины и возвращения через линию возврата указанной скважины, когда пробуриваемая скважина все время закрыта, предпочтительно содержитa) устройство для удерживания давления;b) устройство управления давлением/потоком для выходного потока в линии возврата;c) средство для измерения удельного массового и/или объемного расхода и интенсивности входного и выходного потоков в линиях нагнетания и возврата для получения в реальном времени сигналов массового и/или объемного расхода;d) средства для измерения удельного массового и/или объемного расхода и интенсивности входного и выходного потоков любых других материалов;e) средства для направления всех полученных сигналов потока и давления в центральную систему получения данных и управления иg) центральную систему получения данных и управления с программным обеспечением, которая может определять в реальном времени прогнозируемый выходной поток и сравнивать его с действительным выходным потоком, оцениваемым из величин удельного массового и объемного расхода и других релевантных параметров. Средство с) для измерения массового расхода предпочтительно содержит измеритель объемного расхода и по меньшей мере один датчик давления для получения сигналов давления, и, не обязательно,по меньшей мере один датчик температуры для получения сигналов температуры, и, возможно, измеритель массового расхода, содержащий интегрированные датчики давления и, не обязательно, температуры для компенсации изменений плотности и температуры, и средства с) для измерения интенсивности потока содержат средства для оценки в любое заданное время объема ствола скважины в качестве динамической величины с учетом непрерывного бурения скважины. Может быть предусмотрен по меньшей мере один дополнительный датчик давления и, не обязательно, температуры для наблюдения за другими параметрами, которые обеспечивают раннее обнаружение притока или потери жидкости, независимо от расхода массы входного и выходного потоков в данный момент времени. Средство d) содержит средства для измерения интенсивности входных и выходных потоков всех материалов. За счет этого принцип измерения массового расхода распространен на другие подкомпоненты системы, где можно повысить точность, такие как, но не ограничиваясь этим, средства для измерения объема/массы выходного потока твердых веществ и газа, в частности, для измерения массового расхода бурового шлама. Система предпочтительно содержит средства, обеспечивающие измерение интенсивности бурового шлама по массе или объему, для измерения при необходимости интенсивности бурового шлама, получаемого из скважины. Средство d) для измерения объема или массы выходного потока бурового шлама является любым коммерчески доступным или другим оборудованием для подтверждения того, что масса бурового шлама,полученная обратно на поверхности, коррелируется со скоростью проходки и геометрией скважины. Эти данные позволяют корректировать данные массового расхода и обеспечивают идентификацию помеховых событий. Коммерчески доступное устройство для отделения и измерения объема/массы выходного бурового шлама содержит вибрационное сито, предпочтительно в комбинации с дегазатором. В более подходящем исполнении вместо дегазатора может быть установлен замкнутый трехфазный (жидкость, твердое вещество и газ) сепаратор. В этом случае обеспечивается полностью замкнутая система. Это может быть желательным при обращении с вредными жидкостями или жидкостями, способными загрязнять окружающую среду. Центральная система получения данных и управления снабжена программным обеспечением, выполненным с возможностью прогнозирования ожидаемой идеальной величины выходного потока, при этом указанная величина основана на вычислениях с учетом нескольких параметров, включая, но не ограничиваясь этим, скорость проходки, плотность породы и бурового раствора, диаметр скважины, скорости входного и выходного потоков, скорость возвратного потока бурового шлама, давление и температура в забое и у устья скважины, а также крутящий момент и скорость вращения, момент и скорость вращения верхнего привода, вращение буровой колонны, объемы отстойников бурового раствора, глубина бурения, скорость бурильной колонны, температура бурового раствора, вес бурового раствора, нагрузка на крюк, вес на долоте, насосное давление, величины хода насосов, потоки бурового раствора, вычисленные в галлонах в минуту, обнаружение и анализ газа, сопротивляемость и проводимость. Наиболее предпочтительно система содержитa) устройство для удерживания давления;c) средство для измерения удельного массового расхода для входного и выходного потоков;d) средства для измерения удельного объемного расхода для входного и выходного потоков;e) по меньшей мере один датчик давления для получения данных о давлении;f) не обязательно, по меньшей мере один датчик температуры для получения данных о температуре;g) центральную систему получения данных и управления, которая устанавливает величину прогнозируемого выходного потока и сравнивает ее с действительным выходным потоком, оцениваемым из данных, собранных с помощью измерителей интенсивности массового и объемного расхода, а также из данных давления и температуры, и в случае расхождения между ожидаемыми и действительными величинами потоков регулирует указанное устройство управления давлением/потоком для восстановления выходного потока до ожидаемой величины. По меньшей мере один датчик давления может быть расположен в любом подходящем месте, таком как устье скважины и/или дно скважины. Кроме того, за счет использования по меньшей мере двух устройств управления давлением/потоком для обеспечения обратного давления можно создавать условия для бурения с двойным градиентом плотности. Если используется более двух таких устройств, то можно создавать условия для бурения с множественным градиентом плотности, при этом данный признак изобретения не подсказывается и не описывается в технической литературе. Система может содержать два или более последовательных устройства удерживания давления в скважине, с помощью которых можно создавать профиль давления в скважине, и два или более устройств для управления давлением, установленных последовательно или параллельно. В системе, содержащей более двух устройств управления давлением/потоком, установленных последовательно, профиль давления создают в независимых зонах давления, образованных по длине скважины, в которых ограничители или устройства управления давлением/потоком образуют границы раздела каждой зоны. Каждая зона предпочтительно снабжена циркуляционным обводом, содержащим насос, выделенную линию нагнетания и, не обязательно, линии возврата. Эту систему предпочтительно используют в комбинации с обычным или легким буровым раствором, указанным выше. Легкие буровые растворы предпочтительно применяют в сценариях бурения с двойной плотностью. Использование легкого бурового раствора с приложенным обратным давлением позволяет устанавливать эквивалентный вес бурового раствора над глинопроводом ниже, чем эквивалентный вес бурового раствора внутри скважины. При использовании легкого бурового раствора это может быть один из хорошо известных легких буровых растворов, т.е. буровой раствор состоит из жидкой фазы, воды или масла с добавлением полых шариков, пластмассовых шариков или любого другого легкого материала, который можно добавлять к жидкой фазе для уменьшения общего веса. Согласно предпочтительному варианту выполнения изобретения легкие буровые растворы можно с преимуществом применять даже в отсутствии системы бурения с двойной плотностью. Система предпочтительно содержит указанную систему получения данных и управления, которая снабжена синхронизированным программным обеспечением, допускающим задержку во времени между входным и выходным потоками. Программное обеспечение предпочтительно снабжено фильтрами обнаружения и/или фильтрами обработки для исключения/уменьшения неправильных индикаций на основе принятых данных о массе и потоке бурового раствора и любых других измеренных или обнаруженных параметров. Система предпочтительно является системой с замкнутым циклом, за счет чего средства наблюдения непрерывно поставляют данные в центральную систему получения данных и управления, за счет чего прогнозируемый выходной поток постоянно пересматривается в ответ на любую регулировку устройства управления давлением/потоком, с регулированием эквивалентной плотности циркуляции. В особенно предпочтительном варианте выполнения изобретения система содержит три защитных барьера, а именно буровой раствор, противовыбросовое оборудование (ВОР) и устройство для удерживания давления. Согласно другому аспекту изобретения создан соответствующий способ работы скважины, имеющей циркулирующий в ней буровой раствор, содержащий контролирование интенсивностей входного и выходного потоков и прогнозирование расчетной величины выходного потока в любой момент времени для получения в реальном времени информации о расхождении между прогнозируемым и наблюдаемым выходным потоком, с обеспечением за счет этого раннего обнаружения притока или потери бурового раствора, при этом скважина все время закрыта с помощью устройства удерживания давления. Наблюдение предпочтительно осуществляют за массовым и/или объемным расходом. Наблюдение предпочтительно выполняют непрерывно в течение данной операции. В этом случае способ можно использовать для активного бурения скважины или для соответствующей неактивной операции, например, для определения в реальном времени порового давления или давления разрыва скважины посредством прямого считывания параметров, относящихся к притоку или потере жидкости соответственно; в качестве альтернативного решения или дополнительно к этому систему можно использовать для обнаружения контролируемого притока и взятия проб для анализа приро- 10006054 ды жидкости, которую можно добывать из скважины. Согласно другому аспекту изобретения создан способ работы скважины, имеющей циркулирующий через нее буровой раствор, содержащий обнаружение притока или потери бурового раствора и заблаговременное регулирование обратного давления в скважине на основе индикации притока или потери перед обнаружением системой на поверхности, при этом скважина все время закрыта с помощью устройства удерживания давления. Приток может быть обнаружен с помощью любого известного или нового способа, в частности с помощью новых способов, указанных выше, или посредством измерения температуры в забое, измерения углеводородов в забое, измерения изменений давления и импульсов давления. Согласно другому варианту выполнения изобретения способ содержит регулирование давления/потока с целью постоянного регулирования выходного потока на ожидаемую величину и постоянного управления эквивалентной плотностью циркуляции или для заблаговременного регулирования обратного давления с целью мгновенного изменения эквивалентной плотности циркуляции в ответ на раннее обнаружение притока или потери жидкости. Как указывалось выше применительно к соответствующей системе, согласно изобретению, эквивалентная плотность циркуляции представляет действительное давление, которое должно превосходить давление пласта для исключения притока во время бурения. Однако при остановке бурения, например,для выполнения соединения потери на трение равны нулю и тем самым эквивалентная плотность циркуляции уменьшается до гидростатической величины веса бурового раствора. Регулирование предпочтительно является мгновенным и выполняется вручную или автоматически. Уровни регулирования можно оценивать, вычислять или просто устанавливать произвольно для наблюдения за реакцией, и регулирование может быть поэтапным, длительным, прерывистым, быстрым или конечным. Предпочтительно регулирование основывается на вычислении на основе оценок, относящихся к природе притока или потери бурового раствора. Управление регулированием предпочтительно осуществляется с помощью центрального устройства управления. Когда расхождение между действительным и прогнозируемым выходным потоком является потерей бурового раствора, то регулирование предпочтительно содержит увеличение потока бурового раствора в степени, необходимой для уменьшения обратного давления и противодействия потере бурового раствора; или же, когда расхождение между действительным и прогнозируемым выходным потоком является прибавкой бурового раствора, то регулирование предпочтительно содержит уменьшение потока бурового раствора в степени, необходимой для увеличения обратного давления и противодействия прибавке бурового раствора в степени, необходимой для увеличения соответственно обратного давления,регулируя эквивалентную плотность циркуляции. Увеличение или уменьшение потока восстанавливает равновесие потока и прогнозируемой величины, при этом забойное давление снова принимает значение, которое исключает любой дальнейший приток или потерю бурового раствора, после чего флюид, который вошел в скважину, выводят из циркуляции или заменяют потерянный буровой раствор. В этом случае способ можно использовать для управления эквивалентной плотностью циркуляции в любой желаемой операции, и непрерывное или прерывистое бурение газовой, нефтяной или геотермальной скважины выполняют с управлением забойным давлением между поровым давлением и давлением разрыва скважины, или же выполняют бурение с точно необходимым забойным давлением при непосредственном определении забойного давления, или бурение с регулируемым забойным давлением,так чтобы оно находилось как раз ниже порового давления, создавая тем самым контролируемый приток,который может быть кратковременным для контролируемого отбора пробы бурового раствора, или же может быть непрерывным для контролируемой добычи флюида. Согласно другому аспекту изобретения соответствующий способ содержит применительно к указанной выше системе, согласно изобретению, следующие стадии: нагнетания бурового раствора через указанную линию нагнетания, через которую указанный раствор приходит в контакт с указанным средством наблюдения за потоком, и извлечения бурового раствора через указанную линию возврата; сбора любого другого материала на поверхности; измерения входного и выходного потоков скважины и сбора сигналов потоков и интенсивности потоков; измерения параметров, влияющих на величину наблюдаемых потоков и средства; направления всех собранных сигналов потоков, коррекции и интенсивности потоков в центральную систему получения данных и управления; наблюдения за параметрами, влияющими на величину наблюдаемых потоков и средства, для прогнозирования расчетной величины выходного потока в любое заданное время и для получения в реальном времени информации о расхождении между прогнозируемым и наблюдаемым выходным потоком и преобразования в величину для регулирования устройства управления давлением/потоком и восстановления прогнозируемой величины потока. Поскольку данный способ используют при работе с закрытой все время скважиной, что означает постоянное наличие обратного давления, то это обратное давление можно регулировать для компенсации динамических потерь на трение, когда прерывают циркуляцию бурового раствора, с исключением притока жидкости из пласта (выброса). Таким образом, можно отчетливо видеть повышенную безопасность способа, согласно изобретению, по сравнению со способами бурения согласно уровню техники.- 11006054 Для работы во время остановки циркуляции бурового раствора замену динамических потерь на трение во время остановки циркуляции можно осуществлять посредством медленного уменьшения скорости циркуляции по нормальному пути прохождения потока и одновременного закрывания устройства управления давлением/потоком и удерживания обратного давления, которое компенсирует потери на трение напора. В качестве альтернативного решения или дополнительно способ содержит стадию, в которой буровой раствор можно дополнительно нагнетать непосредственно в кольцевое пространство или в зону его давления и, не обязательно, возвращать из кольцевого пространства, опрессовывая тем самым скважину из кольцевого пространства, независимо от используемого пути нагнетания бурового раствора при одновременном наблюдении за потоком, давлением и, не обязательно, температурой. Кроме того, согласно изобретению, можно поддерживать плотность бурового раствора на величине,слегка меньшей, чем необходимо, для контролирования давления пласта и регулирования обратного давления в скважине с помощью потока, для обеспечения максимально контролируемой эквивалентной плотности циркуляции в забое, которой можно гибко управлять в сторону уменьшения или увеличения. Способ предпочтительно включает наблюдение за такими величинами, как скорость проходки,плотность породы и бурового раствора, диаметр скважины, скорости входного и выходного потоков,скорость возврата бурового шлама, давление и температура в забое и у устья скважины, крутящий момент и сопротивление, среди прочих параметров и вычисление прогнозируемой идеальной величины выходного потока. Поэтому данное изобретение обеспечивает безопасный способ бурения скважин, поскольку скважина не только все время закрыта при бурении, но и потому, что любая происходящая потеря бурового раствора или приток обнаруживаются более точно и быстро и тем самым лучше контролируются, чем в способах согласно уровню техники. Одно из преимуществ данного способа по сравнению со способами, согласно уровню техники, состоит в том, что он обеспечивает мгновенное изменение эквивалентной плотности циркуляции с помощью регулирования обратного давления в скважине посредством закрывания или открывания устройства управления давлением/потоком. Таким образом, способ, согласно изобретению, включает в себя методы раннего обнаружения притока или потери бурового раствора, которые уже существуют или которые подлежат разработке как часть способа, согласно данному изобретению, например, разрабатываемые или подлежащие разработке инструменты, которые могут обнаруживать приток углеводородов, небольшие изменения температуры, импульсы давления и т.д. Выходные данные этих инструментов или технологий, которые указывают на приток или потерю бурового раствора, можно использовать в качестве параметра обратной связи для получения мгновенной реакции на обнаруженный приток или потерю бурового раствора, контролируя тем самым все время операцию бурения. Следовательно, способ, согласно изобретению, обеспечивает патентоспособным образом выполнение операций бурения непрерывно, в то время как способы бурения, согласно уровню техники, требуют остановки бурения и корректировки веса бурового раствора в длительной, занимающей много времени стадии, прежде чем можно возобновить бурение после обнаружения выброса или потери бурового раствора. Это приводит к значительной экономии времени, поскольку традиционный подход к устранению притоков связан с большими затратами времени на остановку бурения, закрывание скважины, наблюдение, измерение давления, вывод притока из циркуляции с помощью принятых способов и регулирование веса бурового раствора. Аналогичным образом потеря бурового раствора в пласт приводит к аналогичной последовательности занимающих время операций. Таким образом, установлено, что система и способ, согласно изобретению, обеспечивают дополнительные преимущества в смысле обеспечения работы с сокращенной залежью за счет работы в закрытых условиях с обратным давлением. Дополнительно к этому систему и способ, согласно изобретению, можно использовать эффективно без необходимости повторного балансирования системы после перерыва в бурении. Способ бурения скважины при одновременном нагнетании бурового раствора через линию нагнетания указанной скважины и отводе через линию возврата указанной скважины, когда пробуриваемая скважина все время закрыта, предпочтительно содержит следующие стадии:a) обеспечения устройства удерживания давления подходящего типа, которое обеспечивает прохождение трубы под давлением в скважину;b) обеспечения устройства управления давлением/потоком для управления выходным потоком скважины и для удерживания обратного давления в скважине;c) обеспечения центральной системы получения данных и управления и соответствующего программного обеспечения;d) обеспечения измерителей массового расхода как в линии нагнетания, так и в линии возврата;e) обеспечения измерителей интенсивности потока как в линии нагнетания, так и в линии возврата;f) обеспечения по меньшей мере одного датчика давления;g) обеспечения по меньшей мере одного датчика температуры;h) нагнетания бурового раствора через указанную линию нагнетания, через которую указанный буровой раствор входит в контакт с указанными измерителями массового расхода, с указанными измерителями интенсивности потока и с указанными датчиками давления и температуры, и удаления бурового раствора через указанную линию возврата;i) сбора бурового шлама на поверхности;j) измерения массового расхода входного и выходного потоков скважины и сбора сигналов массового расхода;k) измерения интенсивности входного и выходного потоков бурового раствора скважины и сбора сигналов потоков бурового раствора;l) измерения давления и температуры бурового раствора и сбора сигналов давления и температуры;m) направления всех собранных сигналов потока, давления и температуры в указанную центральную систему получения данных и управления;n) постоянного вычисления с помощью программного обеспечения центральной системы получения данных и управления прогнозируемого выходного потока скважины с учетом нескольких параметров; о) сравнения действительного и прогнозируемого выходного потока и проверки любого расхождения с учетом задержки между входом и выходом; р) в случае расхождения, передачи сигнала, передаваемого центральной системой получения данных и управления, для регулирования устройства управления давлением/потоком и восстановления предсказанной интенсивности выходного потока без прерывания операции бурения. Измерение массового расхода, согласно способу, предпочтительно содержит любые подкомпоненты, предназначенные для повышения точности измерения, предпочтительно содержит измерение массового расхода бурового шлама, полученного в вибрационном сите (ситах), и выходного потока газа из дегазатора (дегазаторов) и содержит измерение массового расхода и потока бурового раствора в скважину через кольцевое пространство независимо от действующего пути нагнетания бурового раствора. Способ предпочтительно содержит стадию i) при необходимости дополнительного измерения интенсивности бурового шлама, по массе или объему, для измерения интенсивности бурового шлама, получаемого из скважины. Способ содержит измерение давления, по меньшей мере, в устье скважины и/или в забое. Изобретение предполагает также использование более одного места для устройства управления давлением/потоком внутри скважины для создания обратного давления. Способ может включать удерживание давления в двух или более последовательным местах, а также управление давлением/потоком в двух или более последовательных или параллельных местах внутри скважины для создания обратного давления. Способ предпочтительно содержит управление давлением/потоком в двух или более последовательных местах в скважине, с помощью которых во всей скважине создается профиль давления. Управление давлением/потоком в двух или более местах в скважине предпочтительно обеспечивает создание независимых зон по длине скважины, при этом места управления давлением/потоком задают границы стыковки зон. Буровой раствор предпочтительно нагнетают дополнительно непосредственно в каждую зону давления кольцевого пространства и, не обязательно, возвращают из каждой его зоны давления. Буровой раствор может быть выбран из воды, газа, нефти и их комбинаций или из легких буровых растворов. Легкий буровой раствор предпочтительно содержит добавляемые полые стеклянные шарики или другой уменьшающий вес материал. В сценариях, где поровое давление является нормальным, ниже нормального или слегка выше нормального, предпочтительно используется легкий буровой раствор. В случаях комбинирования более одного устройства управления давлением/потоком с использованием легких буровых растворов можно расширять профили давления, используемые в способе, например, в местах, где градиенты давления разрыва являются небольшими и где имеется узкий запас между поровым давлением и давлением разрыва. Согласно этому варианту выполнения изобретения, в котором предполагается использование легкого бурового раствора в комбинации с использованием двух или более ограничений для приложения обратного давления, возможно огромное количество профилей давления для скважины. Таким образом, за счет постоянного регулирования обратного давления можно изменять плотность бурового раствора для оптимизации каждого сценария давления. Главным преимуществом использования легкого бурового раствора является возможность начала бурения при весе бурового раствора меньше веса воды. Это особенно важно в зонах с нормальным или ниже нормального поровым давлением, при этом нормальное поровое давление является давлением, оказываемым столбом воды. В этих случаях, если используется обычный буровой раствор, то исходное забойное давление может быть уже достаточно высоким для разрыва пласта и потери бурового раствора. При начале бурения с легким буровым раствором, можно прикладывать обратное давление для обеспечения необходимого равновесия для исключения притока, однако, его все время необходимо контролировать для исключения слишком большой величины, приводящей к потерям. Данное изобретение обеспечивает также способ бурения, в котором забойное давление может быть- 13006054 очень близким к поровому давлению, за счет чего снижается превышение давлением уравновешенного давления, обычно прикладываемое к пласту, а следовательно снижается опасность потери бурового раствора и последующего загрязнения скважины, приводящего к повреждению, так что, в конечном итоге,повышается производительность скважины. Бурение с забойным давлением, близким поровому давлению, также увеличивает скорость проходки, сокращая общее время, необходимое для бурения скважины,и обеспечивая существенную экономию. Кроме того, данное изобретение обеспечивает способ бурения с точно необходимым забойным давлением с прямым определением порового давления. Данное изобретение обеспечивает также прямое определение при необходимости давления разрыва. Согласно другому аспекту изобретения создан способ определения в реальном времени давления разрыва скважины, пробуриваемой с помощью бурильной колонны и бурового раствора, циркулирующего в ней, при этом скважина остается все время закрытой, при этом указанный способ содержит стадии а) обеспечения датчика давления на дне бурильной колонны;b) сбора генерированных данных потока бурового раствора и массового расхода и направления в центральное устройство получения данных и управления, которое устанавливает ожидаемую величину для потока бурового раствора и массового расхода;c) постоянного сравнения в указанном центральном устройстве получения данных и управления указанного ожидаемого потока бурового раствора и массового расхода с действительным потоком бурового раствора и массовым расходом;d) активирования устройства управления давлением/потоком с помощью указанного устройства получения данных и управления в случае расхождения ожидаемой и действительной величины;e) получения давления разрыва путем непосредственного считывания забойного давления, если обнаруженное расхождение является потерей бурового раствора. Согласно другому аспекту изобретения создан способ определения в реальном времени порового давления скважины, пробуриваемой с помощью бурильной колонны и бурового раствора, циркулирующего в ней, при этом скважина остается все время закрытой, при этом указанный способ содержит стадииa) обеспечения датчика давления на дне бурильной колонны;b) сбора генерированных данных потока бурового раствора и массового расхода и направления в центральное устройство получения данных и управления, которое устанавливает ожидаемую величину для потока бурового раствора и массового расхода;c) постоянного сравнения в указанном центральном устройстве получения данных и управления указанного ожидаемого потока бурового раствора и массового расхода с действительным потоком бурового раствора и массовым расходом;d) активирования устройства управления давлением/потоком с помощью указанного устройства получения данных и управления в случае расхождения ожидаемой и действительной величины;e) получения порового давления путем непосредственного считывания забойного давления, если обнаруженное расхождение является притоком. Поскольку кривые давления разрыва и порового давления получают путем оценки, и они обычно не является точными, то данное изобретение обеспечивает значительное уменьшение риска за счет определения порового давления или давления разрыва или же, в более критических ситуациях, обеих кривых порового давления и давления разрыва очень точным способом во время бурения скважины. Поэтому за счет устранения неопределенностей в поровом давлении и давлении разрыва и способности быстро реагировать с целью коррекции любого нежелательного события данный способ является, следовательно,намного более безопасным, чем способы бурения согласно уровню техники. Кроме того, данное изобретение обеспечивает создание способа бурения, в котором возможно устранение допуска на выбросы и запаса на увеличение скорости при подъеме бурильной колонны из скважины в конструкции скважины, поскольку поровое давление и давление разрыва определяют в реальном времени во время бурения скважины и поэтому нет необходимости в запасе прочности или же необходим лишь небольшой запас прочности при проектировании скважины. В допуске на выбросы нет необходимости, поскольку нет прерывания операции бурения для вывода из циркуляции любого газа, который может войти в скважину. Нет также необходимости в запасе на увеличение скорости при подъеме,поскольку оно заменяется обратным давлением в скважине, которое автоматически регулируется при остановке циркуляции. Изобретение также обеспечивает создание способа бурения, в котором можно использовать замкнутую систему, обеспечивающую равновесие входного и выходного потоков, вместе с легкой жидкостью в качестве бурового раствора. Изобретение обеспечивает также создание способа бурения, в котором использование легкого бурового раствора вместе с замкнутой системой делает бурение более безопасным и дешевым наряду с другими преимуществами в морских сценариях, где поровое давление является нормальным, ниже нормального или слегка выше нормального, при этом нормальное поровое давление эквивалентно весу столба морской воды.- 14006054 Кроме того, изобретение обеспечивает создание способа бурения большой гибкости в зонах нормального или ниже нормального порового давления за счет обеспечения глубоководного бурения с двойным градиентом плотности или же просто бурения с изменяемым градиентом плотности в зонах нормального или ниже нормального порового давления. Кроме того, изобретение обеспечивает создание способа бурения, в котором комбинируется бурение с двойным градиентом плотности и легкий буровой раствор, что позволяет применять его при профилях давления, где градиенты давления разрыва являются небольшими и имеются узкие запасы между поровым давлением и давлением разрыва. Кроме того, изобретение обеспечивает создание способа бурения, в котором комбинируется бурение с двойным градиентом плотности и легкий буровой раствор, что позволяет изменять плотность бурового раствора с целью оптимизации каждого сценария давлений, поскольку обратное давление, подлежащее приложению, также постоянно регулируется. За счет быстрого обнаружения любого притока и за счет нахождения скважины все время закрытой и под давлением во время бурения, данное изобретение обеспечивает более простую, быструю и безопасную процедуру управления, поскольку не тратится время на проверку потока, закрывание скважины,измерение давления, изменение веса бурового раствора и на вывод выброса из циркуляции скважины. Согласно другому аспекту изобретения создан способ конструирования указанной выше системы с учетом геологии предполагаемого местоположения и других параметров, относящихся к конструкции скважины, средств уплотнения, бурильной колонны, обсадной колонны, средств нагнетания бурового раствора на поверхности и средств отвода из кольцевого пространства с возможностью определения массового расхода и динамики потоков за счет выбора положения и свойств средств для наблюдения за потоком бурового раствора и интенсивностью потоков и выбора положения и свойств средств для регулирования потока бурового раствора, закрывания скважины и направления всех релевантных параметров в любое средство для прогнозирования идеального выходного потока с целью регулирования действительного потока до прогнозируемой величины. Согласно другому аспекту изобретения создано программное обеспечение для системы или способа, указанных выше, выполненное с возможностью прогнозирования ожидаемой идеальной величины выходного потока на основе вычислений с учетом множества параметров и сравнения прогнозируемой идеальной величины с действительной величиной возврата, измеряемой с помощью измерителей потока,при этом, если указанное сравнение устанавливает любые расхождения, то указанное программное обеспечение принимает также в качестве входных сигналов любые параметры раннего обнаружения, которые инициируют цепочку проверок вероятных сценариев, проверку других действительных параметров и других средств для подтверждения события притока или потери бурового раствора. Указанное программное обеспечение предпочтительно использует все параметры, полученные во время операции бурения, с целью улучшения прогнозирования потока. Программное обеспечение в случае увеличения или уменьшения объема бурового раствора из скважины после компенсации всех возможных факторов определяет, происходит ли приток или потеря бурового раствора. Программное обеспечение предпочтительно снабжено фильтрами обнаружения и/или фильтрами обработки для исключения или сокращения неправильных индикаций на основе принятых данных массового расхода и потоков бурового раствора и любых других параметров измерения или обнаружения. Программное обеспечение предпочтительно выдает прогнозируемую идеальную величину выходного потока на основе вычислений с учетом, среди прочего, скорости проходки, плотности породы и бурового раствора, диаметра скважины, интенсивности входного и выходного потоков, интенсивности возврата бурового шлама, давления и температур на дне и в устье скважины, крутящего момента и сопротивления,веса на долоте, нагрузки на крюк и давления нагнетания. Указанное программное обеспечение действует по принципу сохранения массы с целью определения разницы масс, нагнетаемых и возвращаемых из скважины, компенсирует увеличение объема скважины, дополнительную массу возвращаемой породы и другие факторы в качестве показателей природы явления, происходящего в забое. Программное обеспечение компенсирует подходящим образом релевантные факторы, такие как тепловоерасширение, сжатие и изменения сжимаемости, эффекты растворения, эффекты смешивания в качестве показателей природы явления, происходящего в забое. В программном обеспечении, согласно изобретению, обнаружение притока или потери с помощью указанных системы и способа, согласно изобретению, или с помощью обычной системы или способа инициирует цепочку проверок вероятных событий притока, начиная с оценки жидкой фазы по сравнению с наблюдаемым расхождением, с целью проверки согласования поведения, и в случае рассогласования повторяется оценка различных фаз, пока не будет получено согласование. Программное обеспечение, согласно изобретению, после идентификации события притока предпочтительно вычисляет количество, местоположение и время притока или притоков и вычисляет отрегулированную скорость возвратного потока, необходимого для вывода из циркуляции жидкости и предотвращения дальнейшего притока.- 15006054 Указанное программное обеспечение включает все необходимые алгоритмы, методы эмпирических вычислений и другие методы для обеспечения точной оценки гидростатического напора и потерь на трение, включая любые переходные процессы, такие как изменение профиля температуры вдоль скважины. Указанное программное обеспечение после идентификации события притока или потери автоматически передает команду в устройство управления давлением/потоком, выполненное с возможностью регулирования скорости возвратного потока, для восстановления указанного возвратного потока до прогнозируемой идеальной величины, за счет чего заблаговременно регулируется обратное давление с целью мгновенного управления событием. Указанное программное обеспечение предпочтительно генерирует команду, относящуюся к регулированию обратного давления с целью компенсации динамических потерь на трение, когда прерывается циркуляция бурового раствора, исключая тем самым приток флюидов из пласта. Указанное программное обеспечение предпочтительно связано с контуром обратной связи для постоянного наблюдения за реакцией на каждое действие, а также с необходимым выполнением программного обеспечения и с любой необходимой системой принятия решений для обеспечения согласованной работы. Согласно другому аспекту изобретения создан способ контролирования скважины, осуществленный в виде подходящего программного обеспечения и соответственно запрограммированных компьютеров. Согласно другому аспекту изобретения создан модуль для использования в соединении с обычной системой для работы скважины, который обеспечивает существенные компоненты указанной системы. В одном варианте выполнения модуль предназначен для использования в возвратной линии указанной системы и содержит один или более параллельных участков линии возврата, каждый из которых содержит устройство управления давлением/потоком, не обязательно, датчики выходного потока и дегазатор, который подходит для включения в линию возврата для работы в желаемом диапазоне давлений. Модуль может быть предусмотрен для расположения на поверхности земли или на дне моря. В другом варианте выполнения модуль предназначен для использования в линии нагнетания указанной системы и содержит насос и, не обязательно, датчики для потока бурового раствора, а также средства для герметичного сцепления со скважиной для нагнетания в ее кольцевое пространство. Необходимо отметить, что все устройства, используемые в данном изобретении и способе, такие как система измерения потоков, устройство удерживания давления, датчики давления и температуры,устройство управления давлением/потоком, являются коммерчески доступными устройствами и, как таковые, не составляют предмет изобретения. Кроме того, в объем изобретения могут входить любые улучшения измерений массового расхода и интенсивности потоков, а также включение в способ любых других измерительных устройств. В объем изобретения входят также любые улучшения точности и временной задержки с целью обнаружения притока или потерь жидкости, а также любые улучшения системы для обработки данных и принятия решений относительно восстановления прогнозируемой величины потока. Таким образом, улучшенное обнаружение, инструменты для измерения или приведения в действие все включены в объем данного изобретения. Краткое описание чертежей Ниже приводится более подробное описание изобретения со ссылками на чертежи, на которых изображено на фиг. 1 - кривые каротажа порового давления и давления разрыва согласно уровню техники; показаны допуск на выброс и запас на увеличение скорости при подъеме, используемые для проектирования точек установки обсадной трубы, равные в данном случае 0,3 фунта на галлон, ниже давления разрыва и больше порового давления соответственно; эта величина обычно используется в промышленности; справа показано количество и диаметр обсадных колонн, необходимых для безопасного бурения этой скважины с использованием обычного в настоящее время способа бурения; как указывалось выше, две показанные кривые оценивают перед бурением; действительные значения никогда нельзя определить с помощью обычных в настоящее время способов бурения; на фиг. 2 - те же кривые каротажа, согласно изобретению, без включения допуска на выброс и запаса на увеличение скорости при подъеме в 0,3 фунта на галлон; справа показано количество необходимых обсадных колонн; с помощью способа бурения, описанного в данной заявке, становится возможным исключениедопуска на выброс и запаса на увеличение скорости при подъеме при проектировании скважины, поскольку поровое давление и давление разрыва определяют в реальном времени во время бурения скважины, при этом пробуриваемая скважина все время закрыта и поэтому нет необходимости в запасе при проектировании скважины; на фиг. 3 - схема системы циркуляции, согласно уровню техники, для стандартной буровой установки с возвратным потоком, открытым в атмосферу; на фиг. 4-6 - схема системы циркуляции буровой установки с использованием способа бурения,описанного в данной заявке; устройство удерживания давления, измерители потока жидкости для входного и выходного потоков и другое оборудование добавлены к стандартному оборудованию бурильной- 16006054 установки; показаны средства, которые принимают все собранные данные и идентифицируют приток или потерю жидкости; на фиг. 5 и 6 измерители потока жидкости дополнительно включают измерители массового расхода и измерители интенсивности потока жидкости, а также к стандартному оборудованию бурильной установки добавлены датчики давления и температуры и устройство управления давлением/потоком, а также система управления для приема собранных данных и приведения в действие устройства управления давлением/потоком в выходном потоке; на фиг. 6 дополнительно добавлены устройство(устройства) управления давлением/потоком для создания различных зон давления; на фиг. 7 - общая блок-схема способа, согласно изобретению, для раннего обнаружения притока или потери жидкости, непосредственного определения порового давления и давления разрыва и для мгновенного регулирования эквивалентной плотности циркуляции; на фиг. 8 - графическая схема способа согласно изобретению. Как указывалось выше, данная система и способ бурения скважин основан на системе с обратной связью. Способ и система, согласно изобретению, применяются для нефтяных и газовых скважин, а также геотермальных скважин. Хотя многие описываемые устройства уже использовались в некоторых конфигурациях или комбинациях, а многие измерения параметров включены в описания способов, раскрытых в патентах или в технической литературе, ни один из них никогда не обеспечивает 1) одновременное комбинированное измерение всех критических параметров с целью достижения необходимой точности, позволяющее такой системе эффективно действовать в качестве цельного способа; 2) одновременное использование измерителей массового расхода для входного и выходного потоков; 3) измерение массы бурового шлама в соединении с измерением массового расхода на входе и на выходе; 4) использование устройства управления давлением/потоком для мгновенного контролирования эквивалентной плотности циркуляции во время бурения с целью предотвращения и управления притоком или потерями; 5) использование устройства управления давлением/потоком в качестве активного метода регулирования эквивалентной плотности циркуляции на основе раннего обнаружения событий притока и потери; или 6) использование более одного устройства управления давлением/потоком в комбинации с легким бурильным раствором для обеспечения эквивалентного веса бурового раствора над глинопроводом меньше эквивалентного веса бурового раствора внутри скважины. Фиг. 3 иллюстрирует способ бурения согласно уровню техники. Таким образом, буровой раствор нагнетают через бурильную колонну 1 вниз по стволу скважины через долото 2 и вверх по кольцевому пространству 3. На поверхности буровой раствор, который находится под действием атмосферного давления, направляют в вибрационное сито 4 для разделения твердого вещества и жидкости. Жидкость направляют в бак 5 для бурового раствора, откуда насосы 6 всасывают буровой раствор для нагнетания его через бурильную колонну 1 в замкнутый контур. В случае выброса, обычно обнаруживаемого по изменению объема бурового раствора в баке, указываемого датчиками 7 уровня, необходимо закрывать противовыбросовое устройство 8 для обеспечения контролирования выброса. В этот момент времени операцию бурения останавливают для проверки давления и регулирования веса бурового раствора для исключения дальнейших притоков. Улучшения способов бурения, согласно уровню техники, обычно направлены, например, на улучшение измерения увеличения или уменьшения объема в баке 5. Однако такие улучшения привносят лишь небольшие изменения в процедуру обнаружения выбросов; кроме того, неизвестны фундаментальные модификации, направленные на повышение безопасности и/или на сохранение непрерывности способа бурения, эти модификации предлагаются лишь данным изобретением. В противоположность этому, как показано на фиг. 4, которая иллюстрирует систему, согласно изобретению, буровой раствор нагнетают через бурильную колонну 1, он проходит вниз в направлении забоя через долото 2 и вверх через кольцевое пространство 2, а затем отклоняется устройством 26 удерживания давления через замкнутую линию 27 возврата под давлением. Противовыбросовое устройство 8 остается во время бурения открытым. Буровой раствор приводят в контакт с измерителем 11 потока и дегазатором 13 и направляют в вибрационное сито 4. Вибрационное сито 4 отделяет буровой шлам (твердую выбуренную породу) от жидкости. Массу/объем газа, отделенного в дегазаторе 13, измеряют с помощью устройства 25. Буровой раствор нагнетают с помощью насоса 6 через линию 14 нагнетания, через которую указанный буровой раствор вступает в контакт с измерителем 15 потока. Все устройства 7, 11, 15 и 25 получают данные, которые направляют в центр 18 сбора данных и используют для получения в реальном времени величин интенсивности потоков, сравнивают с прогнозируемыми величинами и идентифицируют любое расхождение. Расхождение оценивают сначала как любое событие, отличное от притока или потери жидкости, которое может вызвать указанное расхождение, и принимают решение, указывает ли расхождение на неправильную работу системы или на другое событие в системе или же является ранним- 17006054 обнаружением притока или потери бурового раствора. Это раннее обнаружение является важным для ряда последующих операций, которые можно выполнять относительно скважины, поскольку обнаружение может быть выполнено за несколько часов до проявления последствий такого притока или потери на поверхности в виде выброса. Операции включают непосредственное определение порового давления или давления разрыва, управление эквивалентной плотностью циркуляции для восстановления прогнозируемых величин и т.д. Признаки безопасности системы и способа включают закрывание противовыбросового устройства 8 и, тем самым, закрывание скважины для сдерживания выброса. На фиг. 5 показан вариант выполнения системы согласно фиг. 4. В этом случае буровой раствор приводят в контакт с датчиками 9 давления и температуры, измерителем 10 потока бурового раствора,измерителем 11 массового расхода и устройством 12 управления давлением/потоком, а затем направляют в дегазатор 13 и после него - в вибрационное сито 4. Вибрационное сито 4 отделяет буровой шлам (выбуриваемое твердое вещество) от жидкости и затем определяют массу/объем твердых веществ с помощью измерителя 19, в то время как жидкость направляют в бак 5 для бурового раствора, имеющий также измеритель 20 массы/объема. Все стандартные параметры бурения собирают с помощью устройства 21, обычно называемого устройством анализа проб бурового раствора. Параметры забоя получают с помощью устройства 24, расположенного вблизи долота 2. Массу/объем газа, отделенного в дегазаторе 13, измеряют с помощью устройства 25. Буровой раствор нагнетают с помощью насоса 6 через линию 14 нагнетания, через которую указанный буровой раствор приводится в контакт с измерителем 15 массового расхода, измерителем 16 потока бурового раствора, датчиками 17 давления и температуры. Все устройства 7, 9, 10, 11, 15, 16, 17, 19, 20,21 24, 25 получают данные в виде сигналов, которые направляют в центральную систему 18 получения данных и управления. Система 18 передает сигнал в устройство 12 управления давлением/потоком для его открывания или закрывания. При необходимости насос 23 может направлять буровой раствор непосредственно в кольцевое пространство 3 через выделенную линию 22 нагнетания через измеритель 28 массового расхода, измеритель 28 потока бурового раствора и датчики 28 давления и температуры. Для упрощения чертежа все эти три устройства показаны как одно оборудование. Эта линия нагнетания может быть частью стандартной системы циркуляции или выполнена другим образом с целью обеспечения независимого от обычной циркуляции бурового раствора средства для направления потока в скважину. Данные из устройства 28 получает центральная система 18 получения данных и управления. Другой вариант выполнения системы, согласно фиг. 4, показан на фиг. 6. В этом случае целью является комбинирование легкого бурового раствора и обратного давления, так чтобы эквивалентный вес бурового раствора над глинопроводом был меньше эквивалентного веса бурового раствора внутри скважины. Для обеспечения этого используют по меньшей мере два устройства 12 управления давлением/потоком. Устройства 12 могут быть расположены одно на дне океана, а другое - на поверхности или в любом другом подходящем месте. При использовании легкого бурового раствора его нагнетают и возвращают по тому же пути, что и обычный буровой раствор, т.е. нагнетают через бурильную колонну, а возвращают через кольцевое пространство. В этом случае можно использовать более одной выделенной линии 22 нагнетания, каждая с насосом 23 для направления бурового раствора непосредственно в кольцевое пространство 3 через измеритель 28 массового расхода, измеритель 28 потока бурового раствора и датчики 28 давления и температуры. Согласно данному изобретению как показано на фиг. 4-6, устройство 26 удерживания давления отклоняет буровой раствор и удерживает его под давлением. Устройство 26 является вращающимся противовыбросовым устройством и расположено на поверхности или на дне моря. Буровой раствор отклоняют в закрытую трубу 27 и затем в систему на поверхности. Устройство 26 является стандартным оборудованием, которое является коммерчески доступным или адаптированным на основе существующей конструкции. Как указывалось выше, после получения сигнала из системы 18 управления устройство 12 управления давлением/потоком открывается или закрывается для обеспечения уменьшения или увеличения обратного давления в устье скважины, так что выходной поток может быть восстановлен до прогнозируемой величины, определенной системой 18. Для обеспечения работы с избыточностью могут быть установлены параллельно два или более этих устройств 12 управления давлением/потоком. Устройства 12 могут быть установлены по потоку ниже устройства 26 удерживания давления в любой подходящей точке системы на поверхности. Некоторые системы на поверхности могут включать два или более таких устройств 12 в различных узлах. Одним из критических аспектов данного изобретения является точное измерение массового расхода и интенсивности входного и выходного потоков бурового раствора. Оборудование, используемое для выполнения этих измерений, включает измерители 11, 15 массового расхода и измерители 10, 16 потока бурового раствора. Оборудование установлено в линии 14 нагнетания и в линии 27 возврата бурового раствора. Эти измерители могут быть также установлены на газовом выходе 25 дегазатора 13 и в какойлибо точке 20 на линии бурового раствора между вибрационным ситом 4 и баком 5. Они могут быть установлены также на независимой линии 22 нагнетания. Измерители массового расхода и измерители потока бурового раствора являются коммерчески доступным оборудованием. Коммерчески доступны так- 18006054 же многофазные измерители и их можно использовать. Точность этого оборудования обеспечивает точное измерение, последующее управление и более безопасное бурение. Для дополнительного улучшения точности способа можно измерять интенсивность бурового шлама по массе/объему с помощью коммерчески доступного оборудования 19 для подтверждения того, что масса бурового шлама, принятого обратно на поверхность, коррелируется со скоростью проходки и геометрическими размерами скважины. Эти данные позволяют корректировать данные массового расхода и обеспечивают идентификацию проблемных событий. Измерение массового расхода и интенсивности потоков бурового раствора обеспечивает данные,которые собирают и направляют в центральную систему 18 получения данных и управления. Центральная система 18 управления давлением/потоком снабжена программным обеспечением,выполненным с возможностью прогнозирования ожидаемой идеальной величины выходного потока, при этом эта величина основана на вычислениях, выполненных с учетом многих параметров, включая, но не ограничиваясь этим, скорость проходки, плотность породы и бурового раствора, диаметр скважины и температуры. Указанное программное обеспечение сравнивает указанную прогнозируемую идеальную величину с действительной величиной интенсивности возвратного потока, измеренной с помощью измерителей 11,15 массового расхода и измерителями 10, 16 потока бурового раствора. Если сравнение приводит к любому расхождению, то программное обеспечение автоматически посылает команду в устройство 12 управления давлением/потоком, выполненное с возможностью регулирования интенсивности возвратного потока, для восстановления указанной интенсивности возвратного потока до прогнозируемой идеальной величины. Указанное программное обеспечение может также принимать в качестве входного сигнала любые параметры раннего обнаружения, имеющиеся или вновь разработанные, или, возможно, разрабатываемые. Такой входной сигнал инициирует цепочку исследования вероятных сценариев, проверку действительных других параметров и любых других средств (базы данных или программного обеспечения, или математических) для подтверждения события притока или потери бурового раствора. В этих случаях указанное программное обеспечение заблаговременно регулирует обратное давление для мгновенного контролирования события. Данное программное обеспечение позволяет системе раннего обнаружения, согласно изобретению,игнорировать стандартное обнаружение (согласно уровню техники) и компенсировать и отфильтровывать любой конфликт в индикации потока бурового раствора и массового расхода. Указанное программное обеспечение может иметь фильтры, базы данных, обучение на основе предыстории и/или другие математические методы, нечеткую логику или другие средства программного обеспечения для оптимизации управления системой. Устройство 12 управления давлением/потоком, используемое для восстановления идеального потока, является стандартным, коммерчески доступным оборудованием или специально разработанным в соответствии с параметрами скважины, такими как диаметр линии возврата, требования к давлению и к потоку. Согласно данному способу контролируют интенсивность входного и выходного потоков скважины и регулируют давление внутри скважины с помощью устройства 12 управления давлением/потоком, установленного в линии 27 возврата или дальше вниз по потоку в системе на поверхности. Таким образом, если объем бурового раствора, возвращающийся из скважины, увеличивается, то после компенсации всех возможных факторов это является признаком произошедшего притока. В этом случае необходимо повысить давление на поверхности для восстановления давления в забое так, чтобы преодолеть давление пласта. С другой стороны, если объем возвращающегося бурового раствора уменьшается, то после компенсации всех возможных факторов это означает, что давление внутри скважины больше давления разрыва породы или что герметизация бурового раствора неэффективна. Поэтому необходимо уменьшить давление в скважине посредством понижения обратного давления на поверхности, достаточного для восстановления нормальных условий. Если сигнал раннего обнаружения подтверждается, то система 18 управления активно регулирует обратное давление посредством открывания или закрывания устройства 12 управления давлением/потоком в соответствии со случившимся событием. Таким образом, после любого нежелательного события система действует для регулирования интенсивности возвратного потока и/или давления, увеличивая или уменьшая тем самым обратное давление, с одновременным созданием в забое желаемых условий без притока из открытого пласта и без потери бурового раствора в открытый пласт. Это соединено с контуром обратной связи для постоянного наблюдения за реакцией на каждое действие, а также с необходимым выполнением программного обеспечения и необходимой системой принятия решений, включая, но не ограничиваясь этим, базы данных и фильтры нечеткой логики для обеспечения согласованной работы. Другим очень важным устройством, используемым в способе и системе, согласно данному изобретению, является устройство 26 удерживания давления для удерживания потоков скважины все время под давлением. Посредством управления давлением внутри скважины с помощью устройства 12 управления- 19006054 давлением/потоком в линии 27 возврата можно быстро регулировать забойное давление до желаемой величины для исключения обнаруживаемых потерь или притоков. За счет наличия датчика 24 давления на дне колонны 1 и другого датчика 9 давления на поверхности можно непосредственно определять поровое давление и давление разрыва пласта, что значительно увеличивает точность этих величин давления. Оценку порового давления и давления разрыва в способе, согласно изобретению, осуществляют следующим образом: если центральная система 18 получения данных и управления обнаруживает любое расхождение и принимает решение о приведении в действие устройства 12 управления давлением/потоком, то это является признаком того, что происходит потеря бурового раствора или приток. Таким образом, заявитель устанавливает, что если имеется потеря бурового раствора, то это означает, что регистрируемое забойное давление эквивалентно давлению разрыва пласта. И наоборот, если обнаружен приток, то это означает, что регистрируемое забойное давление эквивалентно поровому давлению пласта. Кроме того, в случае отсутствия датчика давления в забое изменяющееся поровое давление и давление разрыва можно оценивать. Таким образом, забойное давление не является одной из регистрируемых переменных, и только давление в устье скважины или давление на поверхности является получаемой переменной давления. Затем поровое давление и давление разрыва можно оценивать опосредованно путем добавления к полученной величине потерь гидростатического напора и на трение внутри скважины. Программное обеспечение, относящееся к центральной системе 18 получения данных и управления,включает все необходимые алгоритмы, эмпирические корреляции или другие методы для обеспечения точной оценки потерь гидростатического напора и на трение, включая любые переходные эффекты, такие как, но не ограничиваясь этим, изменение температурного профиля вдоль ствола скважины. Циркуляционный обвод, состоящий из насоса 23 и выделенной линии 22 нагнетания в кольцевое пространство скважины, обеспечивает удерживание постоянного давления в забое во время остановки циркуляции и последующее обнаружение любых изменений в равновесии масс, указывающих на приток или потерю жидкости во время остановки циркуляции. За счет использования способа и системы, согласно изобретению, исключаются ошибки оценки необходимой массы бурового раствора на основании статических условий, поскольку измерения осуществляются при тех же динамических условиях, в которых происходят действительные события. Этот способ делает также возможным использование плотности бурового раствора немного меньше по величине, чем необходимо для уравновешивания давления разрыва, и использование обратного давления в скважине для обеспечения чрезвычайно контролируемой эквивалентной плотности циркуляции в забое, которая обладает гибкостью для мгновенного регулирования вверх или вниз. Это является предпочтительным способом в скважинах с очень узким запасом между поровым давлением и давлением разрыва, что имеет место в некоторых сценариях бурения. В этом случае отвергается один из указанных в табл. 1 параметров, что является преимуществом наличия трех барьеров защиты. Однако существующие в настоящее время технические ограничения для некоторых сверхглубоководных скважин из-за узкого запаса при бурении с помощью способа, согласно уровню техники, приводят к ряду притоков/потерь жидкости вследствие неточного управления вручную плотностью бурового раствора, а, следовательно, эквивалентной плотностью циркуляции, как указывалось выше, что может приводить к потере контроля над ситуацией бурения и, как следствие, к оставлению этих скважин из-за угрозы безопасности и технической неспособности справиться с ситуацией. Однако способ, согласно изобретению, обеспечивает за счет создания окна для мгновенного управления весом бурового раствора, управления эквивалентной плотностью циркуляции посредством увеличения или уменьшения обратного давления, управляемого посредством размещения устройства управления давлением/потоком, создание условий для нахождения внутри узкого запаса. Это обеспечивает техническую возможность бурения скважин в очень неблагоприятных условиях, таких как узкое окно веса бурового раствора, под полным контролем с результирующим повышением безопасности, поскольку скважина все время остается в стабильном состоянии циркуляции, все еще оставляя два барьера, т.е. противовыбросовое устройство (ВОР) и устройство удерживания давления. Центральная система 18 получения данных и управления имеет прямой выход для приведения в действие устройства (устройств) 12 управления давлением/потоком ниже по потоку от устья скважины,открывающего или закрывающего поток из скважины для восстановления ожидаемой величины. В это время, если необходимо действие, то регистрируется забойное давление и связывается с поровым давлением или давлением разрыва, если наблюдается приток или потеря соответственно. В случае, если происходит приток газа, то незамедлительно выполняется отвод газа из циркуляции скважины. За счет закрывания устройства 12 управления давлением/потоком для восстановления равновесия потока и прогнозируемой величины, забойное давление снова принимает значение, которое исключает любой дальнейший приток. В это время газ больше не может входить в скважину, и проблема ограничивается выводом из циркуляции небольшого объема газа, который вошел в скважину. Поскольку пробуриваемая скважина все время закрыта, то нет необходимости в остановке циркуляции, проверке- 20006054 потока скважины, закрывании противовыбросового устройства, измерении давления, регулировании веса бурового раствора и затем вывода выброса из циркуляции скважины, как в стандартных способах. Измерение массового расхода вместе с интенсивностью потока обеспечивает очень эффективное и быстрое обнаружение притока газа. Кроме того, очень просто определяется полное удаление газа из скважины посредством комбинирования массового расхода и интенсивности входного и выходного потоков скважины. Кроме того, включение устройств раннего обнаружения притока/потерь, которое обеспечивает заблаговременное открывание или закрывание устройства 12 управления давлением/потоком, в качестве части системы обеспечивает активную реакцию на приток/потерю, не обеспечиваемую системами, согласно уровню техники. Задачей вращающегося устройства 26 удерживания давления является обеспечение прохождения через него бурильной колонны 1 и вращения, если выполняется действие вращательного бурения. Таким образом, бурильная колонна 1 проходит через вращающееся устройство удерживания давления; кольцевое пространство между наружной стороной бурильной колонны и внутренней стороной скважины/обсадной трубы/стояка закрыто с помощью этого оборудования. Вращающееся устройство 26 удерживания давления можно заменить упрощенным устройством удерживания давления, таким как противовыбросовое устройство, установленное на устье скважины (тип противовыбросового устройства, выполненного с возможностью прохождения несоединенных труб) при операции прокладки намотанных труб. Поэтому возвратный поток бурового раствора отклоняется в закрытую трубу 27 для обработки в блок на поверхности. Блок на поверхности должен состоять, по меньшей мере, из дегазатора 13 и вибрационного сита для отделения твердых веществ. Тем самым можно автоматически выполнять обработку притоков. Центральная система 18 получения данных и управления принимает все сигналы различных параметров бурения, включая, но не ограничиваясь этим, интенсивность потоков нагнетания и возврата,удельного массового расхода нагнетания и возврата, обратное давление на поверхности, забойное давление, массовый расход бурового шлама, скорость проходки, плотность бурового раствора, литологию породы и диаметр скважины. Нет необходимости в использовании всех этих параметров в предлагаемом способе бурения. Центральная система 18 получения данных и управления обрабатывает принятые сигналы и проверяет наличие любого отклонения от ожидаемого поведения. Если отклонение обнаружено, то центральная система 18 получения данных и управления приводит в действие устройство 12 управления давлением/потоком для регулирования обратного давления в линии 27 возврата. Это связано с непрерывным наблюдением контура обратной связи за реакцией на каждое действие, а также с необходимым выполнением программного обеспечения и с любой необходимой системой принятия решений, включая, но не ограничиваясь этим, базы данных и фильтры нечеткой логики для обеспечения согласованной работы. Несмотря на то, что было приведено описание некоторых средств раннего обнаружения, следует понимать, что данный способ и система не ограничиваются описанными элементами. То есть приток можно обнаруживать с помощью других средств, включая, но не ограничиваясь этим, температуру в забое, обнаружение углеводородов в забое, изменения давления, импульсы давления; при этом указанная система заблаговременно регулирует обратное давление в скважине на основе индикации притока или потери перед обнаружением системой на поверхности. Бурение скважины выполняется с помощью устройства 26 удерживания давления, закрытого относительно бурильной колонны. Если наблюдается отклонение за прогнозируемые величины интенсивности возвратного потока и массового расхода, то система 18 управления передает сигнал открывания потока, что уменьшает обратное давление, или ограничения, что увеличивает обратное давление. Отклонение может быть также сигналом из устройства раннего обнаружения. Первую возможность (открывание потока) применяют в случае обнаружения потери бурового раствора, а вторую возможность - при обнаружении притока флюида. Изменения потока выполняют в указанных ранее стадиях. Эти стадии изменения можно регулировать при бурении скважины и определении эффективного порового давления и давления разрыва. Осуществляется непрерывное наблюдение за всей операцией бурения, так что можно осуществлять переключение на ручное управление, если что-то случается. По мере бурения можно также осуществлять любые регулировки и модификации. Если это желательно, то можно просто выполнять возврат к способу бурения, согласно уровню техники, посредством неиспользования больше вращающегося устройства 26 удерживания давления на бурильной колонне 1, обеспечивая открытость кольцевого пространства в атмосферу. Блок-схема описанного способа, согласно изобретению, показана на фиг. 7. В действительности данные система и способ включают в свой объем многие вариации и модификации и могут применяться для всех типов скважин, наземных или морских, а расположение и распределение оборудования могут изменяться в зависимости от скважины, рисков, применения и ограничений в каждом случае.- 21006054 Примеры Ниже приводится не имеющая ограничительного характера иллюстрация изобретения на основе приведенных ниже примеров и чертежей. Пример 1. Идентификация и управление притоком или потерей бурового раствора. Обычно в способах и системах, согласно уровню техники, косвенная оценка перед бурением на основании корреляций с каротажными диаграммами или же во время бурения с использованием параметров бурения является наилучшей альтернативой для определения порового давления. Аналогичным образом давление разрыва также косвенно оценивают из каротажных диаграмм перед бурением. В некоторых ситуациях давление разрыва определяют в определенных точках во время бурения, обычно при установке башмака обсадной колонны, а не вдоль всей скважины. При использовании способа и системы, согласно изобретению, предпочтительно можно определять поровое давление и давление разрыва непосредственно во время бурения скважины. Это влечет за собой большую экономию, что относится к безопасности и времени - двум параметрам наибольшей важности в операциях бурения. В способах, согласно уровню техники, забойное давление регулируют посредством увеличения или уменьшения веса бурового раствора. Увеличение или уменьшение веса бурового раствора является наиболее эффективным по времени на основе квазиэмпирических методов, которые по определению приводят к неточностям, с которыми справляются с помощью итеративных процессов, таких как регулирование веса бурового раствора, измерение веса бурового раствора, при этом этот процесс повторяют, пока не будет достигнута желаемая величина. Для дальнейшего усложнения процесса из-за задержки во времени, вызванной временем циркуляции (т.е. временем для полного перемещения в контуре единичного элемента бурового раствора), регулирование необходимо выполнять по стадиям, например, для быстрого сдерживания притока в систему вводят буровой раствор более высокой плотности для увеличения эквивалентной плотности циркуляции. В точке, где дополнительный гидростатический напор бурового раствора более высокой плотности, соединенный с гидростатическим напором бурового раствора низкой плотности, находящегося первоначально в циркуляции, приближается к величине, достаточной для сдерживания притока, необходимо выполнить другое изменение плотности бурового раствора с целью неувеличения эквивалентной плотности циркуляции до величины, вызывающей потери. Это дополнительно усложняется тем фактом, что на такие регулирования плотности оказывает воздействие реология (вязкость, предел текучести и т.д.) системы бурового раствора, приводящее к изменению компонента трения, что, в свою очередь, непосредственно воздействует на эквивалентную плотность циркуляции. Таким образом, на практике регулирование веса бурового раствора не всегда является успешным для восстановления равновесия циркуляции бурового раствора в системе. Неточность, в зависимости от ее размера, может приводить к опасным ситуациям, таким как выбросы. В противоположность этому способ и система, согласно изобретению, обеспечивает точное регулирование увеличения или уменьшения забойного давления. За счет использования устройства 12 управления давлением/потоком для восстановления равновесия и давлений внутри скважины регулирование достигается намного быстрее, исключая опасные ситуации хорошо известных способов. Кроме того, за счет использования более двух устройств управления давлением/потоком и легкого бурового раствора можно устанавливать эквивалентный вес бурового раствора над линией глинопровода меньше эквивалентного веса бурового раствора внутри скважины, что создает градиент двойной плотности, который в некоторых ситуациях необходим для выполнения целей скважины. Следует также отметить, что в способах, согласно уровню техники, необходимое забойное давление, необходимое для восстановления равновесия, оценивают при статических условиях, поскольку эти определения выполняются без циркуляции бурового раствора. Однако притоки или потери бурового раствора являются событиями, которые происходят при динамических условиях. Это приводит к еще большим ошибкам и неточностям. На фиг. 8 показана графическая схема, схематично иллюстрирующая способ бурения, согласно изобретению, с процессом принятия решений, который идентифицирует приток или потерю и/или приводит к восстановлению прогнозируемого потока, определенного центральной системой получения данных и управления. Дополнительный контур принятия решенийвключен в расхождение и применяет сценарии к наблюдаемому расхождению, такие как отказ датчиков, потеря жидкости в вибрационном сите при изменении пласта, увеличение эквивалентной плотности циркуляции, скорость добавления бурового раствора, превышающая запрограммированную скорость прогнозируемого потока бурового раствора, и т.п. Если будет установлено, что расхождение обусловлено таким сценарием, то система выдает предупреждение о неправильной работе датчика или восстанавливает неправильно установленный или неправильно контролируемый параметр, или сбрасывает прогнозируемые величины до параметра отклонения. Если будет установлено, что расхождение не вызвано таким сценарием, то оно идентифицируется как приток или потеря бурового раствора. Другой контур принятия решений включен также в потерю бурового раствора и увеличение бурового раствора и применяет события потери или притока к наблюдаемому расхождению для идентификации природы текучей среды, после чего за счет применения принципа сохранения массы можно полностью характеризовать приток или потерю по количеству и местоположению (местоположениям) и- 22006054 выполнять изменения обратного давления, вычисленного для сдерживания события притока или потери. В табл. А показан такой процесс принятия решений, применяемый после идентификации притока или потери жидкости, с помощью обычного способа, такого как изменение температуры в забое, обнаружение углеводородов, изменение давления, импульса давления и т.д., или с помощью способа, согласно изобретению, для сравнения прогнозируемого и действительного выходного потока. Регулировать выходной поток и Расхождение Событие повторно сравнить - расхождение остается Текучая среда является газом, расДа - вернуться обратно к событию ширяется Текучая среда является водой, без Да - вернуться обратно к событию Увеличение выходного расширения потока текучей среды Нет - событие идентифицировано,Текучая среда является нефтью, газ рассчитать необходимое обратное растворен в нефти давление На фиг. 9 показана прогнозируемая эквивалентная плотность циркуляции и действительная величина в зависимости от времени. Расхождение наблюдается в точке А, которое содержится в точке В и выводится из циркуляции в точке С. Удерживание давления происходит после анализа события притока для идентификации природы текучей среды, после чего определяется местоположение и количество притока. В случае притока растворимой текучей среды, показанного точечной линией, приток увеличивается по мере подъема в скважине, и вывод из циркуляции является полным только после идентификации растворимости во втором анализе события притока в точке D. Контур управления постоянно проверяет прогнозируемую и действительную эквивалентную плотность циркуляции и исправляет регулировку, необходимую для восстановления прогнозируемой эквивалентной плотности циркуляции, или же в случае изменения в пласте или т.п. устанавливает новую прогнозируемую эквивалентную плотность циркуляции. Поэтому понятно, что в некоторых случаях удерживается приток или потеря, и устанавливаются новые уровни эквивалентной плотности циркуляции. В некоторых случаях расхождение не вызывается притоком или потерей, а изменениями в пласте, за счет чего прогнозируемые величины являются недействительными и изменяются параметры, относящиеся к скважине, и необходим пересмотр прогнозируемых величин. Это показано в точке Е. Пример 2. Сравнение с уровнем техники. Как указывалось выше, в обычных способах бурения гидростатическое давление, оказываемое колонной бурового раствора, ответственно за удерживание флюида пласта от входа в скважину. Это называют первичным барьером защиты. Все операции бурения должны иметь два барьера защиты, при этом вторым барьером обычно является противовыбросовое оборудование, которое можно закрыть в случае наступления события притока. Способ и система бурения, согласно данному изобретению, вводит впервые три барьера защиты во время бурения, при этом они являются буровым раствором, противовыбросовым оборудованием и вращающимся устройством удерживания давления. В операциях бурения при пониженном гидростатическом давлении в стволе скважины (UBD) имеется только два барьера: вращающееся устройство удерживания давления и противовыбросовое устройство, поскольку буровой раствор внутри скважины должен вызывать забойное давление, которое меньше давления пласта, для обеспечения добычи во время бурения. Как указывалось выше, имеются три других основных замкнутых системы бурения, известных как бурение при пониженном гидростатическом давлении в стволе скважины (UBD), бурение с закрытой пробкой из бурового раствора скважиной и бурение с очисткой забоя воздухом. Все три способа имеют ограниченные сценарии работы, применимые к небольшим частям скважины, при этом бурение с закрытой пробкой из бурового раствора скважиной и бурение с очисткой забоя воздухом можно применять только при очень специальных условиях, в то время как способ, согласно изобретению, применим на всей длине скважины. В приведенной ниже табл. 1 показаны ключевые различия между обычной системой бурения(обычн.) по сравнению с бурением при пониженном гидростатическом давлении в стволе скважины(UBD) и со способом бурения согласно данному изобретению. Можно видеть, что ключевые признаки,которые включены в данную заявку, не присутствуют и не учитываются ни в обычной традиционной системе бурения, ни в способе бурения при пониженном гидростатическом давлении в стволе скважины,используемых в настоящее время в промышленности.- в реальном времени означает определение порового давления и давления разрыва в момент появления притока или потери жидкости, а не с помощью вычисления после некоторого времени; 2- в бурении при пониженном гидростатическом давлении в стволе скважины подразумевается двухфазовый поток, что наиболее часто применяется в этом типе системы бурения. Данный способ применим ко всей скважине от первой бурильной колонны с соединением с противовыбросовым устройством и к любому типу скважин (газовой, нефтяной или геотермальной), и к любым условиям (наземным, морским, глубоководным, сверхглубоководным). Его можно реализовать или приспособить к любой буровой установке, в которой используется обычный способ, с очень небольшими исключениями и ограничениями. Кроме того, предложенный способ бурения с замкнутым контуром в комбинации с легкими бурильными растворами для создания двойного градиента плотности отличаются от систем с подъемом бурового раствора признаками, приведенными в нижеследующей табл. 2. Следует отметить, что способ, согласно изобретению, с использованием обычного бурового раствора и по меньшей мере двух устройств управления давлением/потоком для оказания обратного давления также способен создавать эффект двойного градиента плотности. Однако это может быть полезным только для специальных профилей давления без учета глубоководных местоположений, где градиенты разрыва являются небольшими. Таким образом, данный способ можно назвать эффективным безопасным бурением, поскольку ответ на приток или потери является почти мгновенным и выполняется так гладко, что бурение можно продолжать без перерыва нормального хода действий, что представляет необычный и неизвестный в технологии признак. Поэтому, данная система и способ бурения обеспечиваютi) точное и быстрое определение любой разницы между входным и выходным потоками, обнаружение любого притока или потерь жидкости;ii) простое и быстрое управление притоком или потерями;iii) сильное повышение безопасности операций бурения в опасных условиях, таких как бурение с узким запасом между поровым давлением и давлением разрыва;iv) сильное повышение безопасности операций бурения в местах с неопределенным поровым давлением, например, при бурении разведочных скважин;v) сильное повышение безопасности операций бурения в местах с высоким поровым давлением;vi) простое переключение в режимы бурения с пониженным давлением в стволе скважины или обычного бурения;vii) бурение с минимальным положительным дифференциальным давлением, что повышает производительность скважины, увеличивает скорость проходки и, тем самым, сокращает полное время бурения;viii) непосредственное определение как порового давления, так и давления разрыва;ix) большая экономия времени и, тем самым, стоимости на утяжеление (увеличение плотности) и облегчение (понижение плотности) систем бурового раствора; х) сильное уменьшение стоимости скважин за счет уменьшения числа необходимых обсадных колонн;xi) значительное уменьшение стоимости скважин за счет значительного сокращения или полного исключения времени, затрачиваемого на проблемы прихвата за счет перепада давления в стволе скважины, потери циркуляции;xii) значительное уменьшения опасности подземных выбросов;xiii) значительное уменьшение опасности для персонала, например, со стороны сернистого нефтяного газа по сравнению с обычным бурением благодаря тому факту, что скважина все время закрыта;xiv) значительное уменьшение стоимости за счет уменьшения количества бурового раствора, теряемого в пластах;xv) значительное повышение отдачи продуктивных горизонтов за счет уменьшения потери бурового раствора, а, следовательно, уменьшения проницаемости (повреждения);xvi) значительное улучшение эффективности разведки, поскольку ограничивается вторжение флюида из-за слишком тяжелого бурового раствора. Такое вторжение флюида может маскировать присутствие углеводородов во время оценки с помощью электрического каротажа;xvii) бурение скважин в сверхглубокой воде, которое достигает технического предела обычного способа согласно уровню техники;xviii) экономичное бурение наземных и морских сверхглубоких скважин за счет увеличения зоны досягаемости обсадных колонн. Пример 3. Конструкция модулей. Для скважины необходимо определить количество и местоположение устройств управления давле- 25006054 нием/потоком и диапазон рабочего давления. Рама, содержащая, например, 3 параллельных линии нагнетания, каждая из которых снабжена датчиками, и общий дегазатор, выполнена, например, для 5000 фунтов на квадратный дюйм (34473,800 кПа) в 3 штуцерах или же с большим допустимым давлением в 10 штуцерах. Раму можно просто устанавливать в любой обычной системе. Другая рама может содержать один или более штуцеров с обводом для регулирования. Другая рама может содержать выделенную систему циркуляции для нагнетания непосредственно в кольцевое пространство. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Способ бурения скважины с помощью бурильной колонны с циркуляцией бурового раствора через закрытую скважину, при этом способ содержит стадии нагнетания бурового раствора через линию нагнетания, через которую буровой раствор входит в контакт с измерителями массового расхода или с измерителями потока бурового раствора и по меньшей мере с одним датчиком давления, и удаления бурового раствора через линию возврата; сбора бурового шлама на поверхности; измерения массового потока или потока бурового раствора, или расхода по потокам входного и выходного потоков скважины и сбора сигналов массового потока или потока бурового раствора, или расхода по потокам; измерения давления бурового раствора и сбора сигналов давления; направления всех собранных различных параметров бурения в указанную центральную систему получения данных и управления; постоянного вычисления с помощью программного обеспечения центральной системы получения данных и управления прогнозируемого сигнала; отличающийся тем, что осуществляют управление выходным потоком скважины и удерживание обратного давления в скважине; сравнение прогнозируемого в реальном времени сигнала с действительным сигналом; сравнение действительного и прогнозируемого сигналов и проверку любого расхождения; определение разницы массы или объема, нагнетаемой и возвращаемой из скважины, с компенсацией факторов, включая увеличение объема скважины, дополнительную массу возвращаемой породы; использование в качестве входного сигнала данных о параметрах любого раннего обнаружения, при этом входной сигнал запускает цепочку исследования возможных сценариев для подтверждения того,что произошло событие притока/потери; и выполняет преобразование указанного расхождения в величину для регулирования устройства управления давлением/потоком и восстановления прогнозируемой величины потока, и в случае расхождения осуществляют передачу сигнала, передаваемого центральной системой получения данных и управления, для регулирования устройства управления давлением/потоком и восстановления прогнозируемого сигнала без прерывания операции бурения. 2. Способ по п.1, в котором прогнозируется прогнозируемый и действительный сигнал и прогнозируется действительный поток из скважины или прогнозируется действительное давление в скважине, или ожидаемая и действительная эквивалентная плотность циркуляции бурового раствора или их комбинация. 3. Способ по любому из пп.1 или 2, который дополнительно содержит измерение температуры бурового раствора и сбор сигналов температуры и направление всех собранных сигналов температуры в указанную центральную систему получения данных и управления, при этом способ дополнительно содержит компенсацию изменений сжимаемости в качестве индикации того, что в забое происходит событие с буровым раствором. 4. Способ по любому из пп.1-3, при котором дополнительно определяют в реальном времени поровое давление или давление разрыва скважины с помощью непосредственного считывания параметров,относящихся к притоку или потере флюидов соответственно, или обнаружения контролируемого притока и взятия проб для анализа природы флюида, который можно добывать из скважины. 5. Способ по любому из пп.1-4, в котором приток или потерю обнаруживают с помощью расхождения в реальном времени между прогнозируемым и наблюдаемым сигналом или с помощью способов,выбранных из измерения температуры в забое, обнаружения углеводородов в забое, обнаружения изменений давления и импульсов давления. 6. Способ по любому из пп.1-5, в котором регулирование осуществляют путем увеличения открытия устройства управления давлением/потоком в степени, необходимой для уменьшения обратного давления и противодействия потере бурового раствора; или при регулировании осуществляют уменьшение открытия устройства управления давлением/потоком в степени, необходимой для увеличения обратного давления и противодействия прибавке бурового раствора в количестве, необходимом для увеличения обратного давления, оказывающего воздействие на эквивалентную плотность циркуляции. 7. Способ по п.6, осуществляемый путем увеличения или уменьшения открытия и восстановления равновесия потока и прогнозируемой величины сигнала и забойного давления, при этом после этой опе- 26006054 рации выводят из циркуляции флюид, который вошел в скважину, или заменяют потерянный буровой раствор. 8. Способ по любому из пп.1-7, осуществляемый с управлением эквивалентной плотностью циркуляции и непрерывного или прерывистого бурения газовой, нефтяной или геотермальной скважины, при этом бурение выполняют с забойным давлением, управляемым между поровым давлением и давлением разрыва скважины, при этом определяют одно из них или оба, или выполняют бурение с точно необходимым забойным давлением с непосредственным определением порового давления, или выполняют бурение с забойным давлением, регулируемым так, чтобы быть как раз меньше порового давления, создавая тем самым контролируемый приток, который может быть кратковременным для контролируемого отбора проб флюида скважины, или постоянным для контролируемой добычи флюида скважины. 9. Способ по любому из пп.1-8, в котором осуществляется медленное уменьшение интенсивности циркуляции через нормальный путь прохождения потока и одновременное закрывание устройства управления давлением/потоком и удерживание обратного давления, которое компенсирует динамические потери напора на трение в случае остановки циркуляции бурового раствора. 10. Способ по любому из пп.1-9, в котором буровой раствор дополнительно нагнетают непосредственно в кольцевое пространство или в зону его давления, опрессовывая тем самым скважину через кольцевое пространство независимо от текущего пути нагнетания бурового раствора, и контролируют поток,давление и температуру. 11. Способ по п.10, в котором буровой раствор возвращают из кольцевого пространства. 12. Способ по любому из пп.1-11, в котором осуществляют измерение массового расхода бурового шлама и массового расхода выходного газа для повышения точности измерения. 13. Способ по п.12, в котором осуществляется измерение массового расхода и потока бурового раствора в скважину через кольцевое отверстие, независимого от общепринятого пути нагнетания бурового раствора. 14. Способ по любому из пп.1-13, в котором давление измеряют, по меньшей мере, в устье скважины и/или на дне скважины. 15. Способ по любому из пп.1-14, в котором давление удерживают в двух или более последовательных местах и управляют потоком в двух или более последовательных и/или параллельных местах, за счет чего создают профиль давления в скважине. 16. Способ по п.15, в котором осуществляют управление давлением/потоком с образованием независимых зон по длине скважины, при этом места управления давлением/потоком образуют границы раздела зон. 17. Способ по п.16, в котором буровой раствор дополнительно нагнетают непосредственно в каждую зону давления кольцевого пространства или возвращают из каждой его зоны давления. 18. Способ по любому из пп.1-17, в котором буровой раствор представляет собой жидкую фазу масла и/или воды с добавлением газовой фазы, предпочтительно используемой в комбинации с легким буровым раствором. 19. Способ по п.18, в котором легкий буровой раствор содержит добавленные полые стеклянные шарики или другой уменьшающий плотность материал. 20. Способ по любому из пп.1-19, в котором осуществляют определение величины скорости проходки, плотности породы и бурового раствора, диаметра скважины, скорости входного и выходного потоков, давления и температуры в забое и/или в устье скважины, крутящего момента и сопротивления, и вычисление идеальной величины сигнала. 21. Способ по любому из пп.1-20, в котором центральная система получения данных и управления выполняет компенсацию релевантных факторов, таких как тепловое расширение/сжатие и изменения сжимаемости, эффекты растворимости, эффекты смешивания, в качестве индикации природы флюида в событии притока или потери бурового раствора. 22. Способ по любому из пп.1-21, в котором осуществляют определение того, что объем бурового раствора из скважины увеличивается или уменьшается после компенсации всех возможных факторов, и определение того, что происходит приток или потеря. 23. Способ по любому из пп.1-22, в котором осуществляют обнаружение притока или потери бурового раствора и исследование вероятных событий притока или потери путем предположения текучей фазы, такой как газ или жидкость, или их смесь, сравнения расхождения с целью проверки совпадения,указывающего на правильное предположение о фазе, и в случае расхождения, повторение предположения для различных фаз, пока не будет достигнуто совпадение. 24. Способ по любому из пп.1-23, в котором осуществляют вычисление гидростатического напора,потерь на трение или изменение профиля температуры вдоль скважины. 25. Способ по любому из пп.1-24, в котором осуществляют использование контура обратной связи для наблюдения за реакцией на регулировку устройства, управляющего давлением/потоком. 26. Способ по любому из пп.1-25, содержащий обеспечение времени задержки между входным и выходным потоками. 27. Способ по любому из пп.1-26, содержащий исключение или уменьшение неправильных значе- 27006054 ний измеренных или обнаруженных параметров, включая принятые сигналы. 28. Способ по пп.3-27, в котором дополнительно определяется в реальном времени давление разрыва скважины, пробуриваемой с помощью бурильной колонны и циркулирующего в ней бурового раствора, в то время как скважину все время удерживают закрытой, при этом указанный способ содержит стадии установки датчика давления на дне бурильной колонны, генерирования и получения сигналов давления и направления их в центральное устройство получения данных и управления; генерирования и сбора сигналов данных потока бурового раствора и/или массового расхода и направления в центральное устройство получения данных и управления; установки прогнозируемых значений сигналов и постоянного сравнения в указанном центральном устройстве получения данных и управления указанных ожидаемых сигналов с действительными сигналами; активирования устройства управления давлением/потоком с помощью указанного устройства получения данных и управления в случае расхождения ожидаемой и действительной величины сигналов; получения давления разрыва путем непосредственного считывания забойного давления, если обнаруженное расхождение является потерей бурового раствора. 29. Способ по любому из пп.3-27, в котором дополнительно определяют в реальном времени поровое давление скважины, пробуриваемой с помощью бурильной колонны и циркулирующего в ней бурового раствора, в то время как скважину все время удерживают закрытой, при этом указанный способ содержит стадии установки датчика давления на дне бурильной колонны; генерирования и получения сигналов давления и направления их в центральное устройство получения данных и управления; генерирования и сбора сигналов потока бурового раствора и/или массового расхода и направления в центральное устройство получения данных и управления; установки прогнозируемых значений сигналов потока указанным центральном устройством получения данных и управления и постоянного сравнения прогнозируемого сигнала с действительным сигналом; сбора созданных данных потока бурового раствора и/или массового расхода и направления в центральное устройство получения данных и управления, которое устанавливает ожидаемую величину для потока бурового раствора и/или массового расхода; постоянного сравнения в указанном центральном устройстве получения данных и управления указанного ожидаемого потока бурового раствора и массового расхода с действительным потоком бурового раствора и/или массовым расходом; активирования устройства управления давлением/потоком с помощью указанного устройства получения данных и управления в случае расхождения ожидаемой и действительной величины сигнала; получения порового давления путем непосредственного считывания забойного давления, полученного с помощью указанного датчика давления, если обнаруженное расхождение является притоком. 30. Способ по п.28 или 29, в котором прогнозируется прогнозируемый и действительный сигнал и прогнозируется действительный поток из скважины или прогнозируется действительное давление в скважине, или ожидаемая и действительная эквивалентная плотность циркуляции бурового раствора, или их комбинация. 31. Система разработки скважины во время бурения с помощью бурильной колонны, имеющей циркулирующий через нее буровой раствор, в то время как скважину все время удерживают закрытой,при этом система содержит устройство удерживания давления в скважине; средства для измерения удельного массового потока или потока бурового раствора, или расхода по потокам входного и выходного потоков скважины; по меньшей мере один датчик давления для получения сигналов давления; центральную систему получения данных и управления; средства для нагнетания бурового раствора через линию нагнетания, через которую указанный буровой раствор входит в контакт с указанными измерителями массового расхода и/или потока и с указанным датчиком давления и удаления бурового раствора через линию возврата; средства для сбора бурового шлама на поверхности; средства для сбора сигналов массового расхода и/или потока; средства для сбора сигналов давления; средства для направления всех собранных сигналов различных параметров бурения в указанную центральную систему получения данных и управления; программное обеспечение центральной системы получения данных и управления, постоянно вычисляющей прогнозируемый сигнал; отличающаяся тем, что система дополнительно содержит устройство управления давлением/потоком в выходном потоке для управления выходным потоком скважины и для удерживания обратного давления в скважине; и- 28006054 средства для передачи команды из центральной системы получения данных и управления в устройство управления давлением/потоком, выполненное с возможностью регулирования скорости возвратного потока, или давления внутри скважины; при этом центральный блок получения данных и управления дополнительно запрограммирован на сравнение указанного прогнозируемого в реальном времени сигнала с действительным сигналом; при этом обеспечивая сохранение массы или объема для определения разницы массы или объема,нагнетаемой и возвращаемой из скважины, с компенсацией факторов, включая увеличение объема, дополнительной массы возвращаемой породы, в качестве индикации природы события с флюидом, происходящего в забое; при этом при получении в результате сравнения любого указанного расхождения, указанное программное обеспечение также принимает в качестве входного сигнала параметры любого раннего обнаружения, и исследуются возможные сценарии для подтверждения того, что произошло событие притока/потери; и выполняет преобразование указанного расхождения в величину для регулирования устройства управления давлением/потоком и восстановления прогнозируемой величины потока или давления, а также автоматической передачи команды в устройство управления давлением/потоком, выполненное с возможностью регулирования интенсивности возвратного потока или давления внутри скважины для восстановления указанного сигнала до прогнозируемой идеальной величины, за счет чего заблаговременно регулируется обратное давление для мгновенного управления событием. 32. Система по п.31, отличающаяся тем, что содержит по меньшей мере один датчик температуры. 33. Система по одному из пп.31 или 32, в которой прогнозируется прогнозируемый и действительный сигнал и прогнозируется действительный поток из скважины или прогнозируется действительное давление в скважине, или ожидаемая и действительная эквивалентная плотность циркуляции бурового раствора, или их комбинация. 34. Система по любому из пп.31-33, содержащая по меньшей мере один датчик температуры, при этом система дополнительно содержит средства для сбора сигналов температуры и средства для направления всех собранных сигналов температуры в указанную центральную систему получения данных и управления, при этом система дополнительно содержит компенсацию изменений сжимаемости в качестве индикации того, что в забое происходит событие с буровым раствором. 35. Система по любому из пп.31 или 34, которая дополнительно снабжена средствами для обнаружения в реальном времени порового давления или давления разрыва скважины с помощью непосредственного считывания параметров, относящихся к притоку или потере флюидов соответственно, или для обнаружения контролируемого притока и взятия проб для анализа природы флюида, который можно добывать из скважины. 36. Система по любому из пп.31-35, которая для обнаружения притока или потери снабжена средством, обеспечивающим обнаружение в реальном времени расхождения между прогнозируемым и наблюдаемым выходным потоком, или средствами, выбранными из датчиков температуры в забое, датчиков углеводородов в забое, датчиков изменения давления и датчиков импульсов давления. 37. Система по любому из пп.31-36, в которой средство для регулирования устройства управления давлением/потоком содержит средство для закрывания или открывания в степени, необходимой для увеличения или уменьшения обратного давления, регулируя эквивалентную плотность циркуляции. 38. Система по п.37, содержащая средство для вывода из циркуляции флюида, который вошел в скважину, или замены потерянного бурового раствора. 39. Система по любому из пп.31-38, содержащая по меньшей мере один насос и выделенную линию нагнетания бурового раствора непосредственно в кольцевое пространство или его зону, или выделенную линию возврата вместе с выделенными измерителями потока и дополнительными средствами, такими как устройства управления давлением/потоком, датчики давления или температуры. 40. Система по любому из пп.31-39, в которой по меньшей мере один датчик давления расположен в устье скважины и/или на дне скважины. 41. Система по любому из пп.31-40, содержащая два или более последовательных устройств удерживания давления в скважине, с помощью которых в скважине может быть создан профиль давления, и два или более последовательных или параллельных устройства управления давлением/потоком. 42. Система по любому из пп.31-41, содержащая более двух последовательных устройств управления давлением/потоком, с помощью которых создается профиль давления в независимых зонах давления по длине скважины, при этом ограничения или устройства управления давлением/потоком задают зоны раздела каждой зоны. 43. Система по любому из пп.31-42, в которой буровой раствор представляет собой жидкую фазу масла и/или воды с не обязательным добавлением газовой фазы, предпочтительно используемой в комбинации с легким буровым раствором. 44. Система по любому из пп.31-43, содержащая средства для наблюдения за величинами скорости проходки, плотности породы и бурового раствора, диаметра скважины, скорости входного и выходного потоков, давления и температуры в забое и в устье скважины, крутящего момента и сопротивления и базовых вычислений с учетом этих и других величин для прогнозирования идеальной величины потока. 45. Система по любому из пп.31-44, в которой указанная центральная система получения данных и- 29006054 управления снабжена синхронизированным программным обеспечением для обеспечения задержки между входным и выходным потоками. 46. Система по п.45, в которой указанное программное обеспечение снабжено фильтрами обнаружения и/или фильтрами обработки для исключения/уменьшения неправильной индикации на основе принимаемых сигналов или любых других параметров измерения или обнаружения. 47. Система по любому из пп.31-46, которая содержит три барьера защиты: буровой раствор, противовыбросовое устройство и устройство удерживания давления. 48. Способ формирования системы по любому из пп.31-47, содержащий стадии установки устройства удерживания давления в скважине; обеспечения средств для измерения массового потока, и/или потока бурового раствора, или расхода входного и выходного потоков; обеспечения по меньшей мере одного датчика давления для получения сигналов давления; обеспечения центральной системы получения данных и управления; обеспечения средств для нагнетания бурового раствора через линию нагнетания, через которую указанный буровой раствор входит в контакт с указанными измерителями массового расхода и/или потока и с указанным датчиком давления, и удаления бурового раствора через линию возврата; обеспечения средств для сбора бурового шлама на поверхности; обеспечения средств для сбора сигналов массового потока, и/или потока бурового раствора, или расхода по потокам; обеспечения средств для сбора сигналов давления; обеспечения средств для направления всех собранных сигналов различных параметров бурения в указанную центральную систему получения данных и управления; программное обеспечение центральной системы получения данных и управления, ведущее постоянный учет величины прогнозируемого сигнала; отличающийся тем, что способ дополнительно содержит обеспечение устройства управления давлением/потоком в выходном потоке для управления выходным потоком скважины и для удерживания обратного давления в скважине; и обеспечение средств для передачи команды из центральной системы получения данных и управления в устройство управления давлением/потоком, выполненное с возможностью регулирования скорости возвратного потока, или давления внутри скважины; при этом центральный блок получения данных и управления дополнительно запрограммирован на сравнение указанного прогнозируемого в реальном времени сигнала с действительным сигналом, используя сохранение массы или объема флюида для определения разницы массы или объема, нагнетаемой и возвращаемой из скважины, с компенсацией факторов, включая увеличение объема скважины, дополнительную массу возвращаемой породы, при этом при получении в результате сравнения любого указанного расхождения, указанное программное обеспечение также принимает в качестве входного сигнала параметры любого раннего обнаружения и исследования возможных сценариев для подтверждения того, что произошло событие притока/потери; и выполняет преобразование указанного расхождения в величину для регулирования устройства управления давлением/потоком, и выполняет восстановление прогнозируемой величины сигнала,при этом программное обеспечение при идентификации события притока или потери автоматически передает команду в устройство управления давлением/потоком, выполненное с возможностью регулирования интенсивности возвратного потока или давления внутри скважины для восстановления указанного значения сигнала до прогнозируемой идеальной величины, за счет чего заблаговременно регулируется обратное давление для мгновенного управления событием. 49. Способ по п.48, отличающийся тем, что обеспечивают по меньшей мере один датчик температуры для получения данных температуры. 50. Способ по одному из пп.48 или 49, в котором прогнозируется прогнозируемый и действительный сигнал и прогнозируется действительный поток из скважины или прогнозируется действительное давление в скважине, или ожидаемая и действительная эквивалентная плотность циркуляции бурового раствора или их комбинация. 51. Центральная система получения данных и управления для использования в системе работы скважины при бурении с помощью бурильной колонны, содержащая устройство удерживания давления для скважины; средства для измерения массового потока, и/или потока бурового раствора, или расхода входного и выходного потоков; по меньшей мере один датчик давления для получения сигналов давления; центральную систему получения данных и управления; отличающаяся тем, что система дополнительно содержит устройство управления давлением/потоком для выходного потока для управления выходным потоком скважины и удерживания обратного давления в скважине; и что центральный блок получения данных и управления дополнительно запрограммирован на