Способ бурения поглощающей формации

010191 Область техники изобретения Настоящее изобретение относится к способу бурения поглощающей формации. В контексте настоящей спецификации поглощающая формация является термином, используемым для формации, в которой значительная часть бурового раствора теряется во время бурения, как может быть в случае естественно разорванной формации или в случае чрезвычайно проницаемой формации. Предшествующий уровень техники изобретения Разведка и добыча углеводородов из подземных формаций, в конечном счете, нуждается в способе для достижения и извлечения углеводородов из формации. Это обычно достигается путем бурения скважины с помощью буровой установки. В своей простейшей форме она состоит из наземной буровой установки, которая используется для поддержки и вращения буровой колонны, состоящей из множества буровых труб с буровой коронкой на конце. Более того, используется накачивающая система для циркуляции по буровой колонне текучей среды, содержащей основную текучую среду, обычно воду или нефть, и различные добавки, при этом текучая среда выходит через вращающуюся буровую коронку и течет обратно на поверхность через кольцевой зазор, образованный стенкой скважины и буровой колонной. После прохождения через скважину буровой раствор обычно течет обратно в систему обработки бурового раствора, обычно содержащую вибростол для удаления твердых частиц, отстойник и ручное или автоматическое средство для добавления различных химикатов или добавок для восстановления свойств возвращенного раствора, требующихся для бурения. После обработки раствора он может быть закачан обратно в скважину путем повторной закачки в верхнюю часть буровой колонны с помощью закачивающей системы. Во время буровых работ текучая среда оказывает давление на стенку скважины, которое состоит, в основном, из гидростатической части, зависящей от веса столба раствора, и динамической части, зависящей от потери давления на трение, обусловленной, например, скоростью циркуляции текучей среды или движением буровой колонны. Однако в некоторых геологических системах формация имеет много естественных разрывов и/или является чрезвычайно проницаемой. Следовательно, большое количество бурового раствора теряется в разрывах формации при его циркуляции. Иногда имеет место эффект, известный как дыхание формации, когда формация возвращает буровой раствор при прекращении закачивания свежего бурового раствора в скважину, обычно с плотностью, отличающейся от плотности первоначального бурового раствора. Это приводит к выбросам, т.е. проблемам с управлением скважиной, часто выражающимся в потере секции или скважины. При планировании скважин ожидание ощутимого дыхания формации может привести к прекращению бурения на основании анализа риска. Некоторое количество бурового раствора может, однако, остаться в формации. Одним из способов борьбы с такой потерей циркулирующей текучей среды является принятие потерь и продолжение бурения. Это называется бурение с потерей циркуляции, бурение наплаву, бурение на депрессии с пробкой бурового раствора без выхода циркуляции или бурение с циркуляцией в закрытой скважине. Чистый и предпочтительно дешевый буровой раствор может быть закачан в буровую колонну для потери в формации. Для управления резервуаром избыточный буровой раствор может быть закачан в кольцевой зазор со скоростью, превышающей скорость миграции углеводорода. Возможности управления скважиной являются достаточно ограниченными, и в целях безопасности применение бурения с потерей циркуляции ограничено низконапорными или несернистыми формациями. Сущность изобретения Настоящее изобретение относится к способу бурения скважины в поглощающей формации, содержащему следующие этапы: размещение буровой трубы в скважине с образованием кольцевого зазора между буровой трубой и стенкой скважины; закачивание бурового раствора в скважину через внутренний канал буровой трубы и выходное отверстие буровой трубы, расположенное вблизи дальнего конца буровой трубы; герметизация кольцевого зазора с использованием герметичного уплотнения; закачивание текучей среды управления скважиной в кольцевой зазор через трубопровод управления скважиной, гидравлически соединяющий кольцевой зазор в месте между герметичным уплотнением и выходной буровой трубой с системой обратного давления; уравновешивание давления текучей среды управления скважиной между герметичным уплотнением и системой обратного давления. В способе согласно настоящему изобретению обеспечивается подача текучей среды управления скважиной непосредственно в кольцевой зазор ниже герметичного уплотнения, гарантируя, тем самым,то, что давление может быть уравновешено между герметичным уплотнением и системой обратного давления. Давление в забое скважины является объединенным действием гидростатического давления столба текучей среды управления скважиной и давления, оказываемого на текучую среду управления скважиной со стороны герметичного уплотнения и системы обратного давления. Уравновешивание давления текучей среды управления скважиной между герметичным уплотнени-1 010191 ем и системой обратного давления может быть достигнуто путем непрерывного накачивания бурового раствора в скважину через внутренний канал буровой трубы. Такой буровой раствор будет затем подниматься навстречу текучей среде управления скважиной, так что едва ли не вся текучая среда управления скважиной должна будет уйти в разрывы из-за избытка. Конечно, буровой раствор будет потерян в формации, что должно произойти для поддержания определенной скорости потока через буровую трубу, которая необходима для очистки забоя, охлаждения коронки и необязательной операции измерения во время бурения. Из-за уравновешивания давления между герметичным уплотнением и системой обратного давления в данном способе возможно использовать, по существу, одинаковые текучие среды в качестве бурового раствора и текучей среды управления скважиной во время бурения с потерей циркуляции. Герметичное уплотнение может быть обеспечено в виде вращающейся головки или вращающегося противовыбросового превентора. В одном варианте способа согласно изобретению обеспечивается управление давлением в кольцевом зазоре во время бурения с потерей циркуляции путем активного управления уравновешиванием давления между герметичным уплотнением и системой обратного давления, например с помощью использования системы обратного давления для создания управляемого переменного обратного давления на выходе кольцевого зазора на поверхность. Это может включать в себя обеспечение протекания закачанной текучей среды управления скважиной через ограничитель переменного потока и активное управление падением давления на ограничителе потока. Предпочтительно уравновешивание давления управляется автоматически. Автоматическое управление может включать в себя вычисление прогнозируемого давления в забое скважины с использованием модели, сравнение прогнозируемого давления в забое с требуемым давлением в забое и использование разности между вычисленным и требуемым давлением для управления уравновешиванием давления и может осуществляться посредством программируемой системы контроля и управления давлением. В одном варианте осуществления настоящее изобретение использует информацию, относящуюся к забою скважины, буровому процессу, буровой установке и буровому раствору в качестве входных параметров модели для прогнозирования скважинного давления. Настоящее изобретение может дополнительно использовать фактическое скважинное давление для калибровки модели и изменения входных параметров для более близкой корреляции прогнозируемых скважинных давлений и измеренных скважинных давлений. Ясно, что использование обратного давления для управления давлением в кольцевом зазоре является более чувствительным к внезапным изменениям порового давления формации. Краткое описание чертежа Лучшее понимание настоящего изобретения может быть достигнуто путем обращения к подробному описанию предпочтительного варианта осуществления со ссылками на фигуру, на которой схематически показано устройство для выполнения способа согласно предпочтительному варианту осуществления изобретения. Подробное описание изобретения Настоящее изобретение предназначено для осуществления динамического управления давлением в кольцевом зазоре скважины во время операций бурения, завершения и вмешательства, особенно связанных с поглощающей формацией, такой как естественно разорванная формация или чрезвычайно высокопроницаемая формация. На фигуре показана наземная буровая система 100, применяемая в настоящем изобретении. Морские буровые системы также могут использовать настоящее изобретение. Буровая система 100 включает в себя буровую установку 102, которая используется для поддержки буровых работ. Многие компоненты, используемые в установке, такие как ведущая бурильная труба, приводной трубный ключ, клиновые захваты, буровая лебедка и другое оборудование, не показаны для упрощения изображения. Буровая установка 102 используется для поддержки буровых и разведывательных работ в формации 104. Скважина 106 является уже частично пробуренной с использованием буровой трубы 112, которая была размещена в скважине 106. Кольцевой зазор 115 образован между буровой трубой 112 и стенкой скважины. Буровая труба 112 обычно содержит колонну трубных секций, обычно имеющих резьбовое соединение. Буровая труба 112 имеет продольный внутренний канал, который гидравлически соединяет входное отверстие буровой трубы, расположенное вблизи ближнего конца буровой трубы на поверхности, с выходным отверстием 114 буровой трубы, расположенным вблизи дальнего конца буровой трубы в скважине 106. Буровая труба 112 поддерживает оборудование 113 низа бурильной колонны, которое обычно включает в себя буровую коронку 120, набор 119 датчиков, включающий в себя датчик 116 давления для определения давления в кольцевом зазоре, являющимся давлением текучей среды, содержащейся в кольцевом зазоре 115, запорный клапан 10 для предотвращения обратного потока текучей среды из кольцевого зазора 115. Она также может включать в себя телеметрический блок 122, который используется для передачи данных давления, и/или каротажных данных, и/или буровой информации, принимаемых на поверхности. Она также может включать в себя забойный турбинный двигатель 118.-2 010191 Выходное отверстие 114 буровой трубы обычно представляет собой одно или несколько промывочных выходных отверстий в буровой коронке 120, но это не является существенным для настоящего изобретения. В данном варианте обсадная колонна 108 уже установлена и зацементирована на место. В предпочтительном варианте осуществления запирающий механизм обсадной колонны или скважинный установочный клапан 110 установлен в обсадной колонне 108 для выборочного запирания кольцевого зазора 115 и фактической работы в качестве клапана для запирания так называемой необсаженной секции скважины 106, расположенной ниже обсадной колонны 108, когда вся буровая труба 112 расположена выше клапана 110. Буровые работы требуют использования бурового раствора 150, который хранится в резервуаре 136. Буровой раствор может быть любым буровым раствором, обычно использующимся на буровой площадке, включающим в себя буровой глинистый раствор или рассол. Резервуар 136 гидравлически соединен с одним или более основными насосами 138 бурового раствора, которые закачивают буровой раствор через трубопровод 140. Трубопровод 140 соединен последним резьбовым соединением с буровой трубой 112 для обеспечения его доступа из трубопровода 140 во внутренний канал буровой трубы 112 через входное отверстие буровой трубы. Буровая труба 112 проходит через вращающуюся управляющую головку 142 наверху противовыбросового превентора. Вращающаяся управляющая головка образует при активации герметичное уплотнение вокруг буровой трубы 112, изолирующее давление в кольцевом зазоре 115, но допускающее вращение и возвратно-поступательное движение буровой трубы. Система 131 обратного давления предназначена для поддержания регулируемого обратного давления во время всего процесса бурения и завершения и, в частности, во время бурения в поглощающей формации. Такая возможность является существенным улучшением по сравнению с известным бурением с потерей циркуляции. Система 131 обратного давления содержит трубопровод 124, гидравлически соединенный с кольцевым зазором 115 в месте 117 между управляющей головкой 142 и выходным отверстием 114 буровой трубы. Необязательный расходомер, включенный в трубопровод 124, может быть масс-балансирного типа или другим расходомером высокого разрешения. Трубопровод 124 снабжен устройством ограничения переменного потока, таким как устойчивый к износу штуцер. Штуцер 130 может быть выполнен в форме штуцерного манифольда. Имеются штуцеры, сконструированные для работы в средах, где буровой раствор 150 содержит прочный буровой шлам и другие твердые частицы. Штуцер 130 является штуцером такого типа и дополнительно может управлять переменными давлениями, скоростями потоков и в течение множества рабочих циклов. Штуцер 130 открывается в клапане 5. Клапан 5 позволяет буровому раствору возвращаться из кольцевого зазора 115 для направления через систему 129 восстановления бурового раствора в резервуар 136 или для направления в дополнительный резервуар 2 через трубопровод 4. Система 129 восстановления бурового раствора предназначена для удаления избыточных газовых загрязнений, включая шлам, из бурового раствора 150, обычно включает в себя оборудование для отделения твердых частиц, такое как вибросито и необязательный дегазатор. После прохождения через систему 129 для отделения твердых частиц буровой раствор 150 возвращается в резервуар 136. Вспомогательный резервуар может быть обеспечен в дополнение к резервуару 136 в качестве доливочного резервуара. Доливочный резервуар обычно используется на буровой установке для контроля увеличений или потерь бурового раствора во время спускоподъемных операций. В настоящем изобретении эта функциональность может поддерживаться. Вместо доливочного резервуара 2, или в дополнение к доливочному резервуару 2, также может быть использован резервуар 156 для текучей среды управления скважиной, наполняемый специальной текучей средой 151 управления скважиной, и который не присутствует ни в одном из других резервуаров. Это может быть текучая среда того же или похожего типа, что и буровой раствор, такой как глинистый буровой раствор или рассол, но также могут быть применены вода или морская вода. Система 131 обратного давления дополнительно снабжена насосом 128 обратного давления, который в настоящем изобретении может закачивать текучую среду управления скважиной непосредственно в кольцевой зазор 115 через трубопровод 124. Сторона высокого давления насоса открывается в трубопровод 124 между кольцевым зазором 115 и штуцером 130. Избирательный клапан 125предназначен для установления гидравлического соединения между трубопроводом 127 А или 127 В с одной стороны и стороной низкого давления насоса 128 обратного давления с другой стороны. Таким образом, может быть выбрано, работает ли насос 128 обратного давления, используя текучую среду, непосредственно вытекающую из штуцера 130 (в этом случае клапан 121 может быть закрыт), или из другого источника текучей среды. Другой источник текучей среды может быть выбран с использованием избирательного клапана 132, который открывается в трубопровод 127 В, гидравлически связывающего или резервуар 136 посредством трубопровода 119 А, или доливочный резервуар 2 через трубопровод 119 В, или резервуар 156 текучей среды управления скважиной через трубопровод 119 С со стороной низкого давления в насосе 128 обратного давления. Избирательный клапан 125 и/или избирательный клапан 132 может быть выполнен в виде системы клапанов.-3 010191 Клапан 123 выполнен с возможностью избирательно изолировать сторону высокого давления насоса 128 обратного давления от трубопровода 124 в целях защиты насоса 128 обратного давления во время его простоя. Предпочтительный вариант осуществления настоящего изобретения дополнительно включает в себя расходомер 152 в трубопроводе 140 для измерения количества бурового раствора, закачиваемого в скважину 106. В качестве альтернативы, объем может быть рассчитан из количества циклов и объема насоса буровой установки. Альтернативный вариант осуществления системы (не показан) может иметь дополнительный двусторонний клапан или избирательный клапанный манифольд, размещенный ниже основного насоса 138 в трубопроводе 140. Этот клапан мог бы обеспечить возможность отведения бурового раствора в основном насосе 138 бурового раствора из трубопровода 140 в трубопровод 124, расположенный между кольцевым зазором 115 и штуцером 130. Путем обеспечения работы насоса 138 гарантируется достаточный поток через штуцер 130 для управления обратным давлением без необходимости использования отдельного насоса 128 обратного давления. Система 131 обратного давления операционно подсоединена к программируемой системе 146 контроля и управления давлением, которая способна принимать буровые операционные данные и управлять системой 131 обратного давления и/или основным насосом 138 бурового раствора в ответ на буровые операционные данные. Дополнительные подробности буровой системы 100 и, в частности, программируемой системы 146 контроля и управления давлением и ее работы касательно системы 131 обратного давления и буровой системы 100, раскрыты в международной публикации WO 2003/071091, которая включена сюда путем ссылки. Нормальная работа буровой системы 100, описанной выше, где буровой раствор в основном поступает в скважину 106 через внутренний канал буровой трубы 112 и затем из скважины 106 через трубопровод 124, полностью раскрыта в международной публикации WO 2003/071091. Буровой раствор 150 закачивается через буровую трубу 112 и оборудование 113 и выходит через выходное отверстие 114, где он выносит шлам из буровой коронки 120 и возвращает его по кольцевому зазору 115 сначала по необсаженной секции и потом по обсаженной секции скважины 106. Буровой раствор 150 возвращается на поверхность и поступает через боковое выходное отверстие 117 ниже вращающейся головки 142 в трубопровод 124. После этого буровой раствор 150 поступает в систему 131 обратного давления. С использованием расходомеров 126 и 152, контролирующих поток в скважину и из скважины 106 и объем, закачанный насосом 128 обратного давления, и дополнительно принимая во внимание все вещество, перемещаемое в кольцевой зазор 115 и из него на поверхности, оператор или система легко могут определить количество бурового раствора 150, теряемого в формации, и, наоборот, величину поступления текучей среды формации в скважину 106. Короче говоря, когда имеется достаточная циркуляция бурового раствора 150 через буровую трубу 112 и кольцевой зазор 115, штуцер 130 вызывает падение давления в обратном потоке текучей среды, в силу чего в кольцевом зазоре поддерживается обратное давление. Величина обратного давления управляется путем управления сопротивлением потоку в штуцере 130. Когда скорость потока бурового раствора из кольцевого зазора 115 станет такой маленькой, что штуцер 130 не сможет быть настроен для приложения требуемого обратного давления, насос 128 обратного давления активируется для закачивания текучей среды в трубопровод 124 (клапан 123 должен быть открыт), гарантируя, тем самым, достаточный его поток через штуцер 130 для приложения требуемого обратного давления для поддержания требуемого давления в забое скважины. Обычно клапан 125 может быть переключен на трубопровод 119 А или трубопровод 119 В. Когда, однако, существенное количество бурового раствора теряется в формации, что может случиться, когда скважина 106 входит в естественно разорванную и/или чрезмерно проницаемую формацию, его уровень текучей среды в кольцевом зазоре 115 может упасть. Когда насос 128 обратного давления начинает работать, уровень текучей среды будет восстановлен с помощью текучей среды, закачанной в трубопровод 124, из которого по меньшей мере часть потечет непосредственно в кольцевой зазор 115. Клапан 121 может быть закрыт во время наполнения кольцевого зазора текучей среды. Непрерывная работа насоса 128 обратного давления после восстановления уровня текучей среды в кольцевом зазоре и после того, как был открыт клапан 121, гарантирует, что может поддерживаться достаточная скорость потока через штуцер 130 так, что даже в случае потери большого количества текучей среды в формации, обратное давление будет активно управляться путем регулирования, по меньшей мере, ограничения, накладываемого штуцером 130. Текучая среда, закачиваемая в кольцевой зазор 115 через трубопровод 124, обозначена как текучая среда управления скважиной для того, чтобы отличать ее от бурового раствора, который закачивается в скважину 106 через буровую трубу 112. Текучая среда контроля скважины может быть идентична буровому раствору 150, и в этом случае клапан 125 может быть обычно переключен для соединения насоса 128 обратного давления с трубопроводом 119 А или 119 В. В известных способах бурения с пробкой бу-4 010191 рового раствора было невозможно продолжать бурение в разорванных формациях, используя текучую среду управления скважиной, такую же, как и буровой раствор. В качестве альтернативы, клапан 125 может быть переключен для соединения насоса 128 обратного давления с трубопроводом 119 С, и в этом случае текучая среда 151 управления скважиной может быть отлична от бурового раствора 150. В этом случае изобретение обеспечивает улучшение управления давлением низа буровой колонны в виде наличия возможности активно управлять обратным давлением. Преимущество изобретения состоит в том, что плотность текучей среды 151 управления скважиной может быть выбрана уравновешенной или неуравновешенной относительно наименьшего давления текучих сред резервуара. Уравновешивание давления между управляющей головкой 142 и системой 131 обратного давления способствует давлению низа буровой колонны. Уравновешивание давления текучей среды управления скважиной между управляющей головкой 142 и системой 131 обратного давления может быть достигнуто путем непрерывного закачивания бурового раствора 150 в буровую трубу 112. Уравновешивание давления способствует предотвращению закачивания текучей среды управления скважиной в формацию. Из-за того что буровой раствор 150, который закачивается в скважину через буровую трубу, выталкивает текучую среду управления скважиной, вряд ли будет необходимость терять сколько-нибудь текучей среды управления скважиной в разрывах из-за нарушения равновесия. Система 131 обратного давления может активно управляться или с помощью вспомогательного оператора, или с помощью программируемой системы 146 контроля и управления в целях управления давлением низа буровой колонны. Международная публикация заявки WO 2003/071091, представленная выше, также описывает гидравлическую модель. В настоящем изобретении эта гидравлическая модель или ее альтернативный вариант осуществления используется для вычисления прогнозируемого давления в забое, сравнения прогнозируемого давления с требуемым давлением в забое и использования разности между вычисленным и требуемым давлением для управления уравновешиванием давления. Все это осуществляется с помощью программируемой системы 146 контроля и управления. Способ изобретения может быть применен как в наземных, так и в морских работах. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Способ бурения скважины в поглощающей формации, содержащий следующие этапы: размещение буровой трубы в скважине с образованием кольцевого зазора между буровой трубой и стенкой скважины; закачивание бурового раствора в скважину через внутренний канал буровой трубы и выходное отверстие буровой трубы, расположенное вблизи дальнего конца буровой трубы; герметизацию кольцевого зазора с использованием герметичного уплотнения; закачивание текучей среды управления скважиной в кольцевой зазор через трубопровод управления скважиной, который гидравлически соединяет кольцевой зазор в месте между герметичным уплотнением и выходным отверстием буровой трубы с системой обратного давления; уравновешивание давления текучей среды управления скважиной между герметичным уплотнением и системой обратного давления. 2. Способ по п.1, в котором указанное уравновешивание давления активно управляется. 3. Способ по п.2, в котором активное управление уравновешиванием давления включает выпуск закачанной текучей среды управления скважиной в систему обратного давления через ограничитель переменного потока и управление падением давления на ограничителе потока. 4. Способ по п.2 или 3, в котором активное управление уравновешиванием давления включает автоматическое управление уравновешиванием давления посредством автоматического управляющего средства, управляющего системой обратного давления. 5. Способ по п.4, в котором автоматическое управление уравновешиванием давления включает вычисление прогнозируемого давления в забое скважины с использованием модели, сравнение прогнозируемого давления в забое скважины с требуемым давлением в забое и использование разности между вычисленным и требуемым давлениями для управления уравновешиванием давления, и осуществляется посредством программируемой системы контроля и управления давлением. 6. Способ по любому из пп.1-5, в котором текучая среда управления скважиной выбирается, по существу, идентичной с буровым раствором. 7. Способ по п.6, в котором текучая среда управления скважиной и буровой раствор закачиваются в скважину с использованием одного закачивающего средства для создания закачанного потока выбранной текучей среды и разделения закачанного потока выбранной текучей среды на поток управления скважиной и буровой раствор, направления бурового раствора во внутренний канал буровой трубы и направления текучей среды управления скважиной в трубопровод управления скважиной.