METHOD FOR DETECTING THE INFLOW OR LEAKAGE OF FLUID IN A WELL AND DETECTING CHANGES IN THE EFFICIENCY OF THE FLUID PUMP
СПОСОБ ОБНАРУЖЕНИЯ ПРИТОКА ИЛИ УТЕЧКИ ТЕКУЧЕЙ СРЕДЫ В СКВАЖИНЕ И ОБНАРУЖЕНИЯ ИЗМЕНЕНИЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ НАСОСА ТЕКУЧЕЙ СРЕДЫ

Уровень техники
Настоящее изобретение относится к области обнаружения аномалий потока в системе подачи и циркуляции бурового раствора. В частности, изобретение относится к способам и устройству для обнаружения притока текучей среды в ствол скважины из вскрытого подземного пласта или утечки текучей среды из ствола скважины в открытый подземный пласт, а также обнаружения изменений эффективности насосов, используемых для циркуляции бурового раствора через ствол скважины во время строительства и/или ремонта ствола скважины.
В Патенте США №6820702, выданном на имя Niedermayr и др., раскрыты способ и система для обнаружения событий управления скважиной. "События управления скважиной" в настоящем контексте означают попадание в ствол скважины, пробуренный через подземные пласты, текучей среды из одного или нескольких таких пластов, или потерю бурового раствора ("глинистого раствора") в один или несколько таких пластов. Способы и системы, такие как описанные в патенте 6820702, а также другие такие системы и способы, известные в данной области техники, используют разность между скоростью потока и/или объемом потока бурового раствора, закачиваемого в ствол скважины, и скоростью потока и/или объемом потока бурового раствора ("глинистого раствора"), возвращаемого из ствола скважины к поверхности. Такую разность между "потоком в" и "потоком из" определяют в течение времени, когда буровая установка является "циркулирующей", то есть использует насосы бурового раствора для перемещения бурового раствора по трубной колонне, расположенной по меньшей мере частично в стволе скважины. Определенная разность может быть использована для вывода притока текучей среды из вскрытого пласта и/или утечки текучей среды во вскрытый пласт.
Способы и системы, такие как способы, описанные в патенте 6820702, являются эффективными, но могут потребовать использования прецизионно откалиброванных точных устройств для измерения скоростей и/или объемов потоков в ствол скважины и из него. Кроме того, системы, такие как описанная в патенте 6820702, могут использоваться только во время операций циркуляции, таких как бурение, развертывание, промывка и удаление загрязнений в стволе скважины ("очистка скважины").
При других операциях, выполняемых со стволом скважины, включая частичное или полное удаление трубной колонны из ствола скважины и/или частичное или полное вставление трубной колонны в ствол скважины, коллективно называемых "спуск", насосы бурового раствора буровой установки не используют. Однако во время вставления трубной колонны буровой раствор вытесняется из ствола скважины, из-за чего требуются средства для сбора, обработки и хранения вытесненного бурового раствора; в то же самое время перемещение трубной колонны в ствол скважины может увеличивать давление, воздействуя на вскрытые формации столбом бурового раствора в стволе скважины с давлением выше гидростатического (называемым "помпажным" давлением). Разность между объемом вытеснения трубной колонной и фактическим объемом бурового раствора, перемещаемого в средства сбора, обработки и хранения, может указывать на потерю текучей среды во вскрытый пласт и/или приток текучей среды из пласта. И наоборот, при извлечении трубной колонны из ствола скважины извлекаемый объем труб должен быть замещен равным объемом бурового раствора для поддержания столба бурового раствора на требуемом уровне (например, в верхней части ствола скважины, соответствующей буровой установке). Извлечение трубной колонны может снизить давление, создаваемое столбом бурового раствора (называемым давлением "сваба"), что связано с риском возникновения притока текучей среды из вскрытого пласта или утечки текучей среды во вскрытый пласт.
Скорость потока бурового раствора в ствол скважины во время операций циркуляции, как описано выше, предпочтительно поддерживают на заранее определенном уровне в соответствии с установившейся практикой строительства скважин. Насосы бурового раствора на многих буровых установках являются насосами прямого вытеснения, и, более конкретно, могут быть возвратно-поступательными поршневыми насосами. Скорость потока бурового раствора в колонну труб и, таким образом, в ствол скважины может быть выведена на основе рабочей скорости таких насосов для бурового раствора. В случае возвратно-поступательных поршневых насосов хорошо известной мерой рабочей скорости бурового насоса является количество "ходов в минуту" (ХВМ, от англ. SPM, strokes per minute). Когда такие насосы бурового раствора новые или недавно восстановлены, эффективность насосов бурового раствора (отношение фактически вытесняемого объема бурового раствора к объему вытеснения поршня) обычно близка к единице и является по существу постоянной. С течением времени и по мере увеличения износа такие насосы бурового раствора могут терять эффективность, в следствие чего соответствие между ХВМ и фактическим объемом закачиваемого бурового раствора становится менее точной мерой фактического объема закачиваемой текучей среды.
Современные конструкции буровых установок основаны на использовании гравитационного потока для транспортировки бурового раствора, выпускаемого из ствола скважины, через отклонитель, проточную линию, и в оборудование для обработки бурового раствора, такое как вибрационные сита. Для того чтобы буровой раствор протекал с удовлетворительной скоростью, проточная линия должна иметь минимальный угол подъема, также учитывающий боковую и килевую качки плавучего судна, если буровая установка расположена на таком судне. Это ограничивает гибкость проектировщика в отношении размещения оборудования для обработки бурового раствора и, следовательно, резервуаров для хранения бурового раствора. В большинстве случаев пол буровой установки должен быть размещен по высоте над поверхностью земли или палубы морской буровой платформы для того, чтобы оборудование для обработки бурового раствора не мешало другому буровому оборудованию. За счет большей гибкости в размещении оборудования для обработки бурового раствора и резервуаров для бурового раствора, могут быть построены более компактные бурильные суда, такие как суда, у которых пол буровой установки на той же высоте, что и основная палуба платформы или судна, или у которых оборудование для обработки бурового раствора и резервуары для бурового раствора размещены в отдельных секциях судна.
Компоненты буровой установки, известные в данной области техники, основаны на механических и/или пневматических средствах для отделения бурового шлама от бурового раствора. Кроме того, известные устройства для удаления шлама и загрязнений сообщаются с атмосферой, что создает опасность из-за возможности выхода горючего и токсичного дыма в атмосферу окружающей среды. При активном перекачивании бурового раствора после его выпуска из ствола скважины избыточное давление, создаваемой таким перекачиванием, может быть использовано в сепарационном оборудовании. Это позволяет использовать другие типы принципов разделения и, возможно, позволяет использовать полностью закрытые сепарационные устройства.
Существует потребность в способах и устройстве для обнаружения притока текучей среды, утечек текучей среды и изменений эффективности насоса бурового раствора, в которых могут использоваться как можно больше существующих устройств систем циркуляции бурового раствора, уже расположенных на буровых установках, и которые требуют как можно меньше дополнительного оборудования.
Существует потребность в способах и устройствах, которые не основываются только на гравитационном потоке возвращаемого бурового раствора, и в которых могут использоваться как можно больше существующих устройств систем циркуляции бурового раствора, уже расположенных на буровых установках, и которые требуют как можно меньше дополнительного оборудования.
Существует потребность в способах и устройствах, которые не полагаются только на гравитационный поток бурового раствора и механические и/или пневматические принципы сепарации, и в которых могут использоваться как можно больше существующих устройств систем циркуляции бурового раствора, уже расположенных на буровых установках, и которые требуют как можно меньше дополнительного оборудования.
Раскрытие сущности изобретения
Способ идентификации аномального потока бурового раствора согласно одному аспекту настоящего изобретения включает в себя определение рабочей скорости насоса бурового раствора, выход которого соединен с трубной колонной в стволе скважины. Возвращаемый из ствола скважины буровой раствор, вытесненный насосом бурового раствора через трубную колонну, перемещают в первый дозировочный резервуар. Возвращенный буровой раствор перемещают из первого дозировочного резервуара в резервуар для хранения бурового раствора с использованием первого перекачивающего насоса, скорость потока которого непосредственно связана с рабочей скоростью первого перекачивающего насоса, которая может быть измерена. Измеряют первый параметр, связанный с объемом бурового раствора в первом дозировочном резервуаре. Буровой раствор перемещают из резервуара для хранения бурового раствора во второй дозировочный резервуар, используя второй перекачивающий насос. Скорость потока второго перекачивающего насоса непосредственно связана с рабочей скоростью второго перекачивающего насоса, которая может быть измерена. Второй дозировочный резервуар сообщается по текучей среде со входом насоса бурового раствора. Измеряют второй параметр, связанный с объемом бурового раствора во втором дозировочном резервуаре. Аномальный поток бурового раствора идентифицируют путем обнаружения изменений в измеренной рабочей скорости первого перекачивающего насоса, при этом рабочую скорость первого перекачивающего насоса регулируют так, чтобы поддерживать первый параметр по существу постоянным.
В некоторых вариантах осуществления аномальный поток содержит приток текучей среды в ствол скважины, определяемый посредством обнаружения увеличения рабочей скорости первого перекачивающего насоса.
В некоторых вариантах осуществления аномальный поток содержит утечку текучей среды в ствол скважины, определяемую посредством обнаружения уменьшения рабочей скорости первого перекачивающего насоса.
В некоторых вариантах осуществления первый параметр содержит измеренный уровень текучей среды в первом передаточном резервуаре.
В некоторых вариантах осуществления первый параметр содержит вес первого передаточного резервуара.
Некоторые варианты осуществления дополнительно включают определение изменения плотности бурового раствора в первом передаточном резервуаре путем обнаружения снижения веса при постоянном измеренном уровне текучей среды.
Некоторые варианты осуществления дополнительно включают идентификацию притока текучей среды посредством определения изменения плотности.
Некоторые варианты осуществления дополнительно включают обнаружение аномального потока путем обнаружения изменений измеренной рабочей скорости второго перекачивающего насоса, при этом рабочую скорость второго перекачивающего насоса регулируют так, чтобы поддерживать второй параметр по существу постоянным.
В некоторых вариантах осуществления аномальный поток содержит снижение эффективности насоса бурового раствора, определенное путем обнаружения уменьшения рабочей скорости второго насоса бурового раствора.
В некоторых вариантах осуществления второй параметр содержит измеренный уровень текучей среды во втором передаточном резервуаре.
В некоторых вариантах осуществления второй параметр содержит вес второго передаточного резервуара.
В некоторых вариантах осуществления первый передаточный резервуар содержит доливочный резервуар.
В некоторых вариантах осуществления рабочую скорость насоса бурового раствора определяют путем измерения скорости хода насоса относительно времени.
Система обработки возвращаемого из ствола скважины бурового раствора в соответствии с другим аспектом настоящего изобретения включает в себя отводящую линию, проходящую от скважины к первому дозировочному резервуару вблизи ствола скважины. Вход первого перекачивающего насоса соединен по текучей среде с первым дозировочным резервуаром. Выход первого перекачивающего насоса соединен с проточной линией. Проточная линия проходит ко входу оборудования для обработки возвращаемого бурового раствора, расположенного на буровой платформе на удалении от ствола скважины.
В некоторых вариантах осуществления изобретения оборудование для обработки возвращаемого бурового раствора расположено в герметичном
кожухе.
Некоторые варианты осуществления дополнительно содержат по меньшей мере один датчик, предназначенный для измерения параметра, связанного с уровнем текучей среды в первом дозировочном резервуаре.
Некоторые варианты осуществления дополнительно содержат вибрационные сита, расположенные вблизи выходного конца проточной линии.
Некоторые варианты осуществления дополнительно содержат резервуар для обработки бурового раствора, выполненный с возможностью приема бурового раствора, выпускаемого через вибрационные сита.
Некоторые варианты осуществления дополнительно содержат второй дозировочный резервуар, соединенный по текучей среде с резервуаром для обработки бурового раствора.
Некоторые варианты осуществления дополнительно содержат по меньшей мере один датчик, выполненный с возможностью измерения параметра, связанного с уровнем текучей среды во втором дозировочном резервуаре.
Некоторые варианты осуществления дополнительно содержат второй перекачивающий насос, соединенный по текучей среде и расположенный между резервуаром для обработки бурового раствора и вторым дозировочным резервуаром.
Некоторые варианты осуществления дополнительно содержат насос бурового раствора буровой платформы, соединенный по текучей среде на входе со вторым передаточным резервуаром, при этом выпуск для текучей среды насоса бурового раствора буровой платформы соединен по текучей среде с трубной колонной, расположенной в стволе скважины.
Краткое описание чертежей
На фиг. 1 показан пример осуществления системы циркуляции и обработки бурового раствора, которая может быть использована в соответствии с настоящим изобретением.
На фиг. 2 показана система по фиг. 1, в которой некоторые из компонентов могут быть расположены в других местах буровой установки.
На фиг. 3А и 3В показаны графики относительных объемов бурового раствора в доливочном резервуаре и в дозировочном резервуаре, соответственно, в случае притока текучей среды в ствол скважины.
На фиг. 4А и 4В показаны графики относительных объемов бурового раствора в доливочном резервуаре и в дозировочном резервуаре, соответственно, свидетельствующие о потере эффективности основных насосов бурового раствора буровой установки.
На фиг. 5 показана схематическая диаграмма перемещения возвращаемого из ствола скважины бурового раствора в оборудование для обработки под действием силы тяжести.
На фиг. 6 показано, как использование силы тяжести для перемещения возвращаемого бурового раствора может потребовать размещения оборудования для извлечения твердых частиц на буровой установке вблизи центра скважины.
На фиг. 7 показано, как система, такая как показанная на фиг. 2, может обеспечить возможность перемещения оборудования для обработки возвращаемого бурового раствора дальше от центра скважины или в любое другое желательное местоположение на буровой платформе.
Осуществление изобретения
На фиг. 1 показан пример осуществления системы циркуляции и обработки бурового раствора, которая может быть использована в соответствии с настоящим изобретением. Резервуар 1 для обработки бурового раствора ("глинистого раствора") может содержать множество отдельных емкостей или резервуаров для обработки бурового раствора, который в конечном счете направляют для циркуляции в ствол скважины; на фиг. 1 показан один резервуар для ясности иллюстрации. Резервуар для бурового раствора с активным объемом показан позицией 2 и принимает обработанный буровой раствор из резервуара 1 для обработки. В резервуаре 2 для бурового раствора с активным объемом может храниться объем бурового раствора, достаточный для заполнения всей системы циркуляции бурового раствора, но его объем может быть достаточно малым для обеспечения возможности обнаружения изменений общего объема бурового раствора в системе циркуляции бурового раствора. Один или несколько насосов 34 для перекачивания бурового раствора, в качестве неограничивающего примера, насосов дискового типа, могут перекачивать буровой раствор из резервуара 2 для бурового раствора с активным объемом в дозировочный резервуар 3. Единственным необходимым качеством насоса (насосов) 34 для перекачивания бурового раствора, является то, что объемный расход насоса 34 для перекачивания бурового раствора, например частота вращения насоса, должен быть непосредственно связан с рабочей скоростью насоса (насосов) 34 для перекачивания бурового раствора, и отношение скорости насоса к объемному расходу является по существу постоянным. В дозировочном резервуаре 3 хранится легко определяемый объем бурового раствора, который передается на основной насос (насосы) 30 бурового раствора буровой платформы с использованием насоса, такого как роторный насос 36, например центробежный насос, героторный насос или шестеренчатый насос. Тип насоса, используемого в качестве роторного насоса 36, не является ограничивающим; основной задачей роторного насоса 36 является обеспечение достаточного давления текучей среды на входе основного насоса 30 бурового раствора для предотвращения кавитации.
Во время любых операций буровой установки, в том числе активной циркуляции бурового раствора через ствол 10 скважины или его часть, основной насос (насосы) 30 бурового раствора буровой платформы принимает (принимают) буровой раствор от роторного насоса 36 на входе основного насоса (насосов) 30 бурового раствора буровой платформы. Основной насос (насосы) 30 бурового раствора буровой платформы выдает буровой раствор с определенной скоростью потока и давлением в стояк и шланг (показанные вместе позицией 32), соединенные по текучей среде со внутренней частью трубной колонны 12, расположенной в скважине 10, при этом трубная колонна 12 расположена в скважине 10 на выбранной глубине. Выбранная глубина зависит от конкретной производимой операции, например, бурения, развертывания, промывки, циркуляции, очистки скважины и так далее. Буровой раствор выпускают вблизи нижнего конца трубной колонны 12, например, через буровое долото (не показано), затем он входит в ствол 10 скважины и возвращается на поверхность через обратный трубопровод 14, такой как буровая водоотделительная колонна. Обратный трубопровод 14 может иметь отклонитель 16 потока, расположенный ниже буровой площадки буровой установки (опущен для ясности иллюстрации), в котором буровой раствор, возвращаемый из ствола 10 скважины, может быть пропущен через "глиноочиститель" 18 и затем перемещен по проточной линии 20 к устройствам для сепарации твердых веществ, таким как вибрационные сита 28. После того прохождения бурового раствора проходит через вибрационные сита 28, он может быть возвращен в резервуар 1 для обработки для дальнейшей обработки и окончательного возврата в резервуар 2 для бурового раствора с активным объемом.
Система циркуляции бурового раствора может содержать доливочный резервуар 22, установленный на датчике 26 веса, благодаря чему количество бурового раствора в доливочном резервуаре 22 может быть определено в любое время. В некоторых вариантах осуществления доливочный резервуар 22 может содержать датчик уровня жидкости (не показан), такой как акустический или лазерный дальномер. При использовании совместно с датчиком 26 веса измеренный уровень жидкости в доливочном резервуаре 22 может обеспечить возможность определения плотности жидкости ("плотности бурового раствора") в доливочном резервуаре 22. Такая определенная плотность может быть полезной для обнаружения притока текучих сред различной плотности в ствол 10 скважины, например воды или газа, поступающих из пласта, пересекаемого стволом 10 скважины. Доливочный резервуар 22 может быть соединен по текучей среде со входом одного или нескольких перекачивающих насосов 24 доливочного резервуара. В некоторых вариантах осуществления выпуск одного или нескольких перекачивающих насосов 24 доливочного резервуара может проходить через расходомер 40, такой как кориолисов расходомер. Выпуск перекачивающих насосов 24 доливочного резервуара может быть выборочно подключен к стволу 10 скважины и/или к сливу через вибрационные сита 28 через проточную линию 38. Таким образом, может поддерживаться уровень подъема бурового раствора в скважине 10 во время операций, в которых трубную колонну 12 выводят из ствола 10 скважины или вводят в ствол 10 скважины ("операции спуска"). Уровень подъема может поддерживаться, например, для того, чтобы поддерживать ствол 10 скважины полностью заполненным.
На фиг. 1 показан поток бурового раствора во время операций циркуляции. На фиг. 2 показана система циркуляции бурового раствора, показанная на фиг. 1, при этом система циркуляции бурового раствора работает во время операций спуска и, следовательно, циркуляция не осуществляется. На фиг. 2 также показано, как будет дополнительно раскрыто со ссылкой на фиг. 5-7, как с использованием оборудования, такого как показано на фиг. 1, оборудование для обработки возвращаемого бурового раствора может быть расположено вдали от центра скважины на буровой платформе.
Обнаружение притока текучей среды в ствол скважины, потеря бурового раствора из ствола скважины и идентификация изменений эффективности основного насоса 30 бурового раствора могут быть реализованы по следующему алгоритму, как показано графически на фиг. 3А и 3В. Вышеупомянутый приток текучей среды, потери текучей среды и изменения эффективности основного насоса бурового раствора могут быть упомянуты вместе как "аномальный поток бурового раствора".
В начале операции циркуляции, измерить ("сделать точкой отсчета") рабочие скорости перекачивающих насосов 24 и 34 при требуемом рабочем расходе основных буровых насосов 30. При нормальном бурении, когда нет притока текучей среды или потери бурового раствора, скорости потоков обоих перекачивающих насосов (и соответствующие относительные скорости) должны быть идентичными и близки к точке "отсчета". По мере того как длина ствола скважины увеличивается во время бурения, соответственно увеличивающийся объем ствола скважины заполняется дополнительным буровым раствором, который может быть отобран из резервуара 2 для бурового раствора с активным объемом. Объем выбуренной породы, возвращенной на поверхность из ствола 10 скважины, замещается соответствующим объемом дополнительного бурового раствора, перекачиваемого из резервуара 2 для бурового раствора с активным объемом.
Когда возникает приток текучей среды ("выброс"), основные насосы 30 бурового раствора буровой платформы работают для того, чтобы обеспечивать перекачивание бурового раствора в ствол 10 скважины через трубную колонну 12 с исходной скоростью потока. Однако скорость перекачивающего насоса 24 доливочного резервуара увеличивается из-за повышенного потока бурового раствора из ствола 10 скважины и соответствующего увеличения измеренного веса доливочного резервуара 22 (или соответствующего увеличения измеренного уровня текучей среды в доливочном резервуаре 22). Изменение скорости перекачивающего насоса 24 доливочного резервуара может быть обнаружено быстро и без каких-либо значительных временных задержек, поскольку увеличение уровня текучей среды в доливочном резервуаре 22 является по существу мгновенным, так как объемный расход текучей среды, выходящей из ствола 10 скважины, непосредственно соответствует скорости притока текучей среды. Как отмечено выше, объемный расход перекачивающего насоса 24 доливочного резервуара непосредственно связан с частотой вращения насоса. Следовательно, изменение скорости перекачивающего насоса и соответствующее определимое изменение скорости потока перекачивающего насоса является хорошим показателем скорости притока текучей среды или "выброса". Объем выброса текучей среды хранится в резервуаре 2 для бурового раствора с активным объемом, измерение уровня или объема которого может быть использовано для оценки общего притока или объема выброса. В некоторых вариантах осуществления изменения уровня текучей среды и/или измеренного веса доливочного резервуара 22 могут быть использованы для оценки притока или объема выброса и обнаружения выбросов путем установки рабочей скорости перекачивающего насоса 24 доливочного резервуара на постоянном значении.
Обнаружение изменений эффективности насосов 30 бурового раствора могут быть реализованы посредством следующего алгоритма, как показано графически на фиг. 4А и 4В.
При начале бурения, установить точкой отсчета скорости перекачивающего насоса 24 доливочного резервуара и перекачивающего насоса 34 дозировочного резервуара, соответствующие требуемому объемному расходу основных насосов 30 бурового раствора. Во время нормального бурения скорости перекачивающего насоса 24 доливочного резервуара и перекачивающего насоса 34 дозировочного резервуара должны быть идентичными и близки к точке отсчета. Увеличенный за счет удлинения ствола скважины во время бурения объем ствола скважины заполняется дополнительным буровым раствором из резервуара 2 для бурового раствора с активным объемом. Аналогично, объем выбуренной породы после удаления шлама из бурового раствора замещается дополнительным буровым раствором из резервуара 2 для бурового раствора с активным объемом. При снижении эффективности основного насоса 30 бурового раствора, то есть меньшем объеме перекачивания бурового раствора при постоянной рабочей скорости основного насоса бурового раствора, основные насосы 30 бурового раствора забирают буровой раствор из дозировочного резервуара 3 с более низкой скоростью. Скорость перекачивающего насоса 34 дозировочного резервуара уменьшается для поддержания измеренного уровня жидкости и/или измеренного веса в дозировочном резервуаре 3. Происходит соответствующее снижение рабочей скорости перекачивающего насоса 24 доливочного резервуара, но с задержкой по времени по сравнению с изменением рабочей скорости перекачивающего насоса 34 дозировочного резервуара, связанной с объемом ствола скважины (например, связанной с глубиной скважины и внутренним диаметром обсадной трубы). Обнаружение изменений скорости перекачивающего насоса 34 является быстрым, и не имеет каких-либо временных задержек, обусловленных промежуточным оборудованием между обратным трубопроводом 14, дозировочным резервуаром 3 и перекачивающим насосом 34 дозировочного резервуара. Как раскрыто ранее, объемный расход перекачивающего насоса 34 дозировочного резервуара непосредственно связан с его рабочей скоростью. Таким образом, изменение рабочей скорости перекачивающего насоса 34 дозировочного резервуара может быть использовано в качестве индикатора потери эффективности основных насосов 30 бурового раствора. Потери эффективности основного насоса бурового раствора соответствуют четко отличающемуся характеру изменений рабочих скоростей перекачивающих насосов (24 и 34) по сравнению с характером изменений, вызываемых притоком текучей среды и/или потерями бурового раствора, что облегчает различение таких событий друг от друга.
Обратимся снова к фиг. 1, где можно видеть другое возможное преимущество системы циркуляции бурового раствора согласно настоящему изобретению. Как раскрыто ранее, буровой раствор, возвращаемый из ствола 10 скважины, может поступать в отклонитель 16. На фиг. 1, глиноочиститель 18 показан расположенным над доливочным резервуаром 22. Существующая проточная линия 20 может проходить от глиноочистителя 18 к вибрационным ситам 28. Обратимся к фиг. 5, где ствол 10 скважины или обратный трубопровод 14 и отклонитель 16 показаны так, что отклонитель 16 поднят на определенный уровень Υ над высотой вибрационных сит 28, и вибрационные сита 28 расположены на расстоянии X от обратного трубопровода 14 таким образом, что существующая проточная линия 20 наклонена на угол а. Угол а может быть выбран таким образом, что сила тяжести эффективно способствует перемещению возвращаемого бурового раствора к вибрационным ситам 28. Буровой раствор, выпускаемый через вибрационные сита 28, может поступать в резервуар 1 для обработки бурового раствора.
Как показано на фиг. 6, в системах для циркуляции бурового раствора, известных в данной области техники, до настоящего описания, использование силы тяжести для перемещения возвращаемого бурового раствора к вибрационным ситам 28 и затем к резервуару 1 для обработки бурового раствора обычно ограничивает местоположение вибрационных сит 28 положением вблизи центра 14А скважины на буровой платформе 50. Системы обработки бурового раствора на основе силы тяжести могут подвергаться определенным угрозам безопасности. Во-первых, при использовании силы тяжести для перемещения возвращаемого бурового раствора в систему обработки, система обработки возвращаемого бурового раствора может быть открыта воздействию атмосферы. Таким образом, из возвращенного бурового раствора в атмосферу могут выделяться горючие газы. Во-вторых, работа с использованием гравитации может ограничивать возможное размещение системы обработки возвращаемого бурового раствора относительно центра 14А скважины из-за трения текучей среды в различных трубопроводах системы обработки возвращаемого бурового раствора. Таким образом, горючие газы не только могут выделяться в атмосферу, такое высвобождение может происходить вблизи обратного трубопровода (поз. 14 на фиг. 5), таким образом, создавая дополнительные угрозы безопасности.
Как показано на фиг. 7, за счет использования одного или нескольких перекачивающих насосов 24 доливочного резервуара для перемещения возвращаемого бурового раствора в оборудование для обработки через проточную линию 38, проходящую между выходом перекачивающего насоса доливочного резервуара и глиноочистителем 18 и вибрационными ситами 28, по существу все оборудование для обработки возвращаемого бурового раствора, включая резервуар 1 для обработки бурового раствора, дегазаторы (не показаны) и другие устройства, используемые для подготовки возвращенного бурового раствора для рециркуляции в трубную колонну (поз. 12 на фиг. 1), может быть перемещено в любое подходящее место на буровой платформе 50, выбранное разработчиком платформы. Как показано на фиг. 2, в некоторых вариантах осуществления все оборудование для обработки возвращаемого бурового раствора может быть расположено в герметичном кожухе 52, благодаря чему горючие материалы, например газы, могут быть извлечены из возвращаемого бурового раствора в среде, защищенной от возможных источников воспламенения, и затем безопасно выпущены или иным образом утилизированы после такого извлечения.
Хотя выше подробно раскрыто только несколько примеров, специалисту в данной области техники очевидно, что в таких примерах возможны многие модификации. Соответственно, все такие модификации должны быть включены в объем настоящей заявки, как определено в следующей формуле изобретения.