СПОСОБ УПРАВЛЕНИЯ ДАВЛЕНИЕМ В СТВОЛЕ СКВАЖИНЫ ПРИ БУРЕНИИ С ОПТИМИЗАЦИЕЙ ДАВЛЕНИЯ
DOWNHOLE PRESSURE CONTROL METHOD AT PRESSURE-OPTIMISED DRILLING

ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ
Настоящее изобретение относитсяв общем к используемому оборудованию и операциям, выполняемым в подземных скважинах, и конкретнее в варианте осуществления, описанном в данном документе, обеспечивается управление давлением в стволе скважины при бурении с оптимизацией давления.
ПРЕДПОСЫЛКИ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Важным в буровых работах является управление давлением в стволе скважины. Давление выше расчетного в стволе скважины может вызывать непредусмотренный гидроразрыв толщи пород, пройденной стволом скважины в процессе бурения, разрушение башмаков обсадной колонны и поглощение дорогостоящих буровых растворов. Недостаточное давление в стволе скважины может обуславливать поступление пластовых текучих сред в ствол скважины и может обуславливать неустойчивость ствола скважины.
Поэтому должно быть ясно, что улучшения продолжают оставаться необходимыми в технике управления давлением в стволе скважины.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
На фиг. 1 показаны частично в сечении скважинная система и соответствующий способ возможного осуществления принципов данного изобретения.
На фиг. 2 показана блок-схема системы управления технологическим процессом, которую можно использовать в скважинной системе и способе фиг. 1 и с помощью которой возможно осуществление принципов данного изобретения.
На фиг. 3 показана блок-схема последовательности операций способа, которые можно использовать в скважинной системе и с помощью которых возможно осуществление принципов данного изобретения.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ
На фиг. 1 показана скважинная система 10 и связанный способ, с помощью которого возможно осуществление принципов данного изобретения. В системе 10 ствол 12 скважины бурят вращающимся буровым долотом 14, установленным на конце бурильной колонны 16 из труб. Буровое долото 14 можно вращать с помощью вращения бурильной колонны 16 и/или гидравлическим забойным двигателем (не показано), установленным в бурильной колонне.
Осуществляется циркуляция бурового раствора 18, также называемого промывочным раствором, проходящего вниз через бурильную колонну 16, выходящего из бурового долота 14 и поднимающегося вверх через кольцевое пространство 20, образованное между бурильной колонной и стволом 12 скважины, для охлаждения бурового долота, смазки бурильной колонны, удаления шлама и обеспечения измерений для управления давлением в зоне забоя. Клапан 21 одностороннего действия (обычно обратный клапан типа заслонки) предотвращает проход бурового раствора 18 вверх через бурильную колонну 16.
Управление давлением в зоне забоя является очень важным в бурении под управляемым давлением и бурении на депрессии и в бурении других типов с работой в условиях оптимизации давления. Предпочтительной является оптимизация давления в зоне забоя для предотвращения нерасчетного поглощения текучей среды в пласт 64 породы, окружающей ствол 12 скважины, нештатного гидроразрыва пласта, ненужного притока пластовых текучих сред в ствол скважины и т.д.
В обычном бурении под управляемым давлением необходимо поддерживать давление в зоне забоя несколько выше порового давления пласта 64 без превышения давления гидроразрыва пласта. В обычном бурении на депрессии необходимо поддерживать давление в зоне забоя несколько ниже порового давления, при этом получая регулируемый приток текучей среды из пласта 64.
Азот или другой газ или другую более легкую текучую среду можно добавлять в буровой раствор 18 для управления давлением. Данная методика является особенно полезной, например, в буровых работах на депрессии или в бурении под управляемым давлением с разделением по плотности (например, с двумя градиентами).
В системе 10 дополнительную возможность регулирования давления в зоне забоя получают с помощью изоляции кольцевого пространства 20 (например, изоляции его от атмосферы и обеспечивая герметизацию кольцевого пространства на поверхности или вблизи поверхности) с использованием вращающегося превентора 22. Вращающийся превентор 22 уплотнен на бурильной колонне 16 над оборудованием 24 устья скважины. Хотя это не показано на фиг. 1, бурильная колонна 16 должна проходить вверх через вращающийся превентор 22 для соединения, например, с линией 26 бурового стояка и/или другим обычным буровым оборудованием.
Буровой раствор 18 выходит из оборудования 24 устья скважины через боковую задвижку 28 фонтанной арматуры, сообщающуюся с кольцевым пространством 20, находящуюся ниже вращающегося превентора 22. Раствор 18 затем проходит через линию 30 возврата раствора в штуцерный манифольд 32, который включает в себя штуцера 34 с резервированием. Обратное давление применяется в кольцевом пространстве 20 с помощью дросселирования потока раствора 18, проходящего через эксплуатационный штуцер (штуцера) 34 с регулированием давления.
Чем сильнее дросселирование потока через штуцер 34, тем больше противодавление в кольцевом пространстве 20. Таким образом, давление в зоне забоя можно успешно регулировать с помощью изменения противодавления в кольцевом пространстве 20. Можно использовать модель гидравлической системы, как описано более подробно ниже, для определения давления, подаваемого в кольцевое пространство 20 на поверхности или вблизи поверхности; данное давление должно создавать требуемое давление в зоне забоя. Таким способом оператор (или автоматизированная система управления) может легко определять режим регулирования давления, подаваемого в кольцевое пространство на поверхности или вблизи поверхности (которое удобно измерять) для получения требуемого давления в зоне забоя.
Также может возникать необходимость управления давлением в других местах вдоль ствола 12 скважины. Например, необходимость управления давлением на башмаке обсадной колонны, на пятке бокового ствола скважины, на в общем вертикальных или горизонтальных участках ствола 12 скважины или на любом другом месте, где можно осуществлять управление с использованием принципов данного изобретения.
Давление, подаваемое в кольцевое пространство 20, можно измерять на поверхности или вблизи поверхности с помощью различных датчиков 36, 38, 40 давления, каждый из которых сообщается с кольцевым пространством. Датчик давления 36 измеряет давление ниже вращающегося превентора 22, но выше блока 42 противовыбросовых превенторов. Датчик 38 давления измеряет давление в оборудовании устья скважины ниже блока 42 противовыбросовых превенторов.
Датчик 40 давления измеряет давление в возвратной линии 30 выше по потоку от штуцерного манифольда 32.
Другой датчик 44 давления измеряет давление в линии 26 бурового стояка. Еще один датчик 46 давления измеряет давление ниже по потоку от штуцерного манифольда 32, но выше по потоку от сепаратора 48, вибросита 50 и емкости 52 бурового раствора. Дополнительные датчики включают в себя датчики 54, 56 температуры, расходомер 58 Кориолиса и расходомеры 62, 66.
Не все из указанных датчиков являются обязательными. Например, система 10 может включать в себя только один из расходомеров 62, 66. Вместе с тем, ввод данных с датчиков является полезным для модели гидравлической системы при определении давления, подаваемого в кольцевое пространство 20 во время буровых работ.
В дополнение бурильная колонна 16 может включать в себя свои собственные датчики 60, например, для прямого измерения давления в зоне забоя. Такие датчики 60 могут принадлежать к типам, известным специалистам в данной области техники, датчикам системы измерения давления во время бурения (PWD), измерений во время бурения (MWD) и/или каротажа во время бурения (LWD). Данные системы датчиков бурильной колонны, в общем, обеспечивают, по меньшей мере, измерение давления и могут также обеспечивать измерение температуры, детектирование параметров работы бурильной колонны 16 (таких как вибрация, осевая нагрузка на долото, прилипание-проскальзывание и т.д.), пластовых параметров (таких как удельное электрическое сопротивление, плотность и т.д.) и/или обеспечивают другие измерения.
Различные формы телеметрии (акустическую, по импульсам давления, электромагнитную, оптическую, по проводам и т.д.) можно использовать для передачи измерений скважинных датчиков на поверхность. Бурильную колонну 16 можно оборудовать проводниками, оптическими волноводами и т.д. для передачи данных и/или команд между датчиками 60 и системой 74 управления технологическим процессом, описанной ниже (см. фиг. 2).
Дополнительные датчики можно включать в состав системы 10, если необходимо. Например, другой расходомер 67 можно использовать для измерения расхода раствора 18, выходящего из оборудования 24 устья скважины, другой расходомер Кориолиса (не показано) можно установить напрямую выше по потоку или ниже по потоку бурового насоса 68 и т.д.
Меньше датчиков можно включить в состав системы 10, если необходимо. Например, производительность бурового насоса 68 можно определить с помощью подсчета ходов насоса вместо использования расходомера 62 или любого другого расходомера (расходомеров).
Отмечаем, что сепаратор 48 может представлять собой 3- или 4-фазный сепаратор или газосепаратор для бурового раствора (иногда называемый "дегазатором"). Вместе с тем, сепаратор 48 не обязательно используется в системе 10.
Буровой раствор 18 перекачивается по линии 26 бурового стояка и внутри бурильной колонны 16 с помощью бурового насоса 68. Насос 68 принимает раствор 18 из емкости 52 бурового раствора и подает в линию 26 бурового стояка. Затем осуществляется циркуляция раствора 18 вниз через бурильную колонну 16, вверх через кольцевое пространство 20, через возвратную линию 30 бурового раствора, через штуцерный манифольд 32 и затем через сепаратор 48 и вибросито 50 в емкость 52 бурового раствора для доведения до нужной кондиции и повторной циркуляции.
Отмечаем, что в описываемой системе 10 штуцер 34 нельзя использовать для регулирования противодавления, подаваемого в кольцевое пространство 20 для управления давлением в зоне забоя, если поток раствора 18 не проходит через штуцер. В обычных буровых работах на репрессии остановка циркуляции может возникать всякий раз при выполнении соединения в бурильной колонне 16 (например, для наращивания звеном бурильной трубы бурильной колонны при бурении для углубления ствола 12 скважины), и остановка циркуляции должна требовать регулирования давления в зоне забоя исключительно с использованием плотности раствора 18.
В системе 10, вместе с тем, требуемое давление, прикладываемое к кольцевому пространству 20, может поддерживаться даже при отсутствии циркуляции раствора 18 через бурильную колонну 16 и кольцевое пространство 20. При этом давление может все равно подаваться в кольцевое пространство 20 без обязательной подачи раствора 18 через штуцер 34.
В системе 10, как показано на фиг. 1, гидроаккумулятор 70 можно использовать для подачи текучей среды в возвратную линию 30 выше по потоку от штуцерного манифольда 32. В других примерах гидроаккумулятор 70 может соединяться с кольцевым пространством 20 через блок 42 противовыбросовых превенторов, и в дополнительных примерах гидроаккумулятор может соединяться со штуцерным манифольдом 32.
Гидроаккумулятор 70 можно использовать для поддержания необходимого давления в кольцевом пространстве 20, с использованием или без использования дополнительных источников давления (таких как отдельный насос противодавления и/или буровой насос 68 и т.д.). Отведение раствора 18 из манифольда бурового стояка (или иначе от бурового насоса 68) в возвратную линию 30 описано в международной заявке, серийный номер PCT/US 08/87686 и в заявке США № 13/022964. Использование отдельного насоса противодавления описано в международной заявке, серийный номер PCT/US 11/31767, зарегистрированной 8 апреля 2011 г.
Скважинная система 10 может также (или альтернативно) включать в себя компенсатор 72 давления, соединенный с возвратной линией 30, как показано на фиг. 1. Компенсатор 72 может альтернативно соединяться с кольцевым пространством 20 через блок 42 противовыбросовых превенторов, или компенсатор может соединяться со штуцерным манифольдом 32.
Компенсатор 72 функционирует, демпфируя пики давления (положительные или отрицательные), которые в ином случае передаются в кольцевое пространство 20. Конкретные операции (такие как возобновление бурения после выполнения соединения в бурильной колонне 16, проходка буровым долотом 14 в режимах отличающегося давления в коллекторе, изменение производительности бурового насоса 68 и т.д.) могут создавать такие пики давления в стволе 12 скважины. Компенсатор 72 уменьшает пики давления так, что можно поддерживать относительно постоянное требуемое давление в стволе скважины.
Предпочтительно компенсатор 72 включает в себя камеру сжатого газа 78, изолированную от раствора 18 гибкой мембраной 80 или плавающим поршнем и т.д. Сжимающийся газ в камере 78 создает "подушку" для демпфирования любых пиков давления. Вместе с тем, компенсаторы других типов можно использовать, следуя принципам данного изобретения.
Если необходимо, компенсатор 72 может быть создан с достаточным объемом, работающий так же, как гидроаккумулятор, подходящий для подачи давления для поддержания требуемого давления в стволе скважины, как описано выше для гидроаккумулятора 70. В таком варианте отдельный гидроаккумулятор 70 можно не использовать.
Здесь следует отметить, что описанная скважинная система 10 является только одним примером скважинной системы, в которой возможно осуществление принципов данного изобретения. Данные принципы не ограничены деталями скважинной системы 10, показанными на фиг. 1 или описанными в данном документе.
На фиг. 2 показана блок-схема одного примера системы 74 управления технологическим процессом. Система 74 управления технологическим процессом описана здесь как используемая со скважинной системой 10 фиг. 1, но следует понимать, что систему управления технологическим процессом можно использовать с другими скважинными системами, следуя принципам данного изобретения. В других примерах система 74 управления технологическим процессом может включать в себя другие числа, типы, комбинации и т.д. элементов, и любые из элементов могут устанавливаться на отличающихся местах или интегрироваться с другим элементом, следуя объему данного изобретения.
Как показано на фиг. 2, система 74 управления технологическим процессом включает в себя интерфейс 118 сбора данных и управления, модель 120 гидравлической системы, устройство 122 прогнозирования, устройство 124 проверки достоверности данных и контроллер 126. Данные элементы могут являться аналогичными элементам, описанным в международной заявке, серийный номер PCT/US 10/56433, зарегистрированной 12 ноября 2010 г.
Модель 120 гидравлической системы используется для определения требуемого давления в кольцевом пространстве 20 для получения с его помощью требуемого давления на конкретном месте в стволе 12 скважины. Модель 120 гидравлической системы, использующая такие данные, как глубина ствола скважины, частота вращения бурильной колонны, скорость спуска, тип бурового раствора и т.д., моделирует ствол 12 скважины, бурильную колонну 16, поток текучей среды через бурильную колонну и кольцевое пространство 20 (включает в себя эквивалентную плотность циркуляции вследствие такого потока) и т.д.
Интерфейс 118 сбора данных и управления принимает данные с различных датчиков 36, 38, 40, 44, 46, 54, 56, 58, 60, 62, 66, 67 вместе с данными буровой установки и данными с забоя скважины и передает указанные данные в модель 120 гидравлической системы и устройство 124 проверки достоверности данных. В дополнение интерфейс 118 передает данные требуемого давления в кольцевом пространстве с модели 120 гидравлической системы в устройство 124 проверки достоверности данных.
Устройство 122 прогнозирования может быть включено в состав в данном примере для определения на основе прошлых данных, данные какого датчика должны в настоящее время приниматься и каким должно быть требуемое давление в кольцевом пространстве. Устройство 122 прогнозирования может содержать нейронную сеть, генетический алгоритм, непрерывную логику и т.д. или любую комбинацию элементов прогнозирования для прогнозирования данных датчика и требуемого давления в кольцевом пространстве.
Устройство 124 проверки достоверности данных использует данные прогноза для определения достоверности данных любого конкретного датчика, является ли приемлемым требуемое давление в кольцевом пространстве, выдаваемое моделью 120 гидравлической системы и т.д. Если давление является приемлемым, устройство 124 проверки достоверности данных передает данные требуемого давления в кольцевом пространстве на контроллер 126 (такой как программируемый логический контроллер, который может содержать пропорционально интегральный регулятор (ПИД), который управляет работой штуцера 34, гидроаккумулятора 70 и различными устройствами регулирования расхода (такими как клапан 82 манифольда бурового стояка и т.д.).
Таким способом штуцер 60, гидроаккумулятор 70 и различные устройства регулирования расхода (такие как клапан 82 манифольда бурового стояка и т.д.) могут автоматически управляться для получения и поддержания требуемого давления в кольцевом пространстве 20. Фактическое давление в кольцевом пространстве 20 обычно измеряется на или вблизи оборудования 24 устья скважины (например, с использованием датчиков 36, 38, 40), которые могут располагаться на сухопутной или подводной площадке.
Например, если нет циркуляции раствора 18 через бурильную колонну 16, и кольцевое пространство 20, и давление в стволе 12 скважины падает ниже требуемого давления уставки, клапан 84 гидроаккумулятора 70 может открываться контроллером 126 для подачи требуемого давления в кольцевое пространство для поддержания требуемого давления в кольцевом пространстве и остальных частях ствола 12 скважины. Данная ситуация может возникать, например, при выполнении соединений в бурильной колонне 16 во время спуска бурильной колонны в ствол или подъема из ствола 12 скважины, если выходит из строя буровой насос 68, и т.д.
Кроме того, на фиг. 3 показан способ 90 поддержания требуемого давления в стволе 12 скважины в виде блок-схемы последовательности операций. Способ 90 можно использовать в скважинной системе 10 фиг. 1 или можно использовать в другой скважинной системе без отхода от принципов данного изобретения.
Способ 90, как показано на фиг. 3, используется при выполнении соединения в бурильной колонне 16, но должно быть ясно, что способ с надлежащими модификациями можно использовать во время спуска бурильной колонны в ствол или подъема из ствола 12 скважины, когда другой источник давления для подачи давления в ствол скважины отсутствует, и т.д.
Способ 90 в примере фиг. 3 начинается этапом 92 и завершается этапом 94 с продолжением бурения. Хотя это не показано на фиг. 3, в течение выполнения способа 90 модель 120 гидравлической системы продолжает выдавать требуемое давление уставки, и, если раствор 18 проходит через штуцер 34, штуцер работает надлежащим образом для поддержания требуемого давления в стволе скважины. Вместе с тем, в части способа 90 нет потока через штуцер 34, при этом контроллер 126 должен поддерживать штуцер закрытым в данной части способа, как описано более подробно ниже.
На этапе 96 гидроаккумулятор 70 заряжается (например, в нем нагнетается давление). Гидроаккумулятор 70 может заряжаться до или после начала выполнения способа 90. Предпочтительно гидроаккумулятор 70 поддерживается в заряженном состоянии в течение всей операции бурения с оптимизацией давления и является заряженным до начала выполнения способа 90, но этап 96 включен в способ для указания на то, что в данный момент гидроаккумулятор должен находиться в заряженном состоянии.
Для подготовки к выполнению соединения в бурильной колонне 16 производительность бурового насоса 68 постепенно уменьшается (этап 98), требуемое давление уставки, выдаваемое моделью 120 гидравлической системы, изменяется (этап 100), и штуцер 34 соответственно регулируется (этап 102). Данные этапы 98, 100, 102 показаны на фиг. 3 как выполняемые параллельно, поскольку каждый этап зависит от других, и этапы могут выполняться одновременно.
Например, при уменьшении производительности бурового насоса 68 эквивалентная плотность циркуляции также уменьшается вследствие уменьшения интенсивности подачи раствора 18 через ствол 12 скважины. Данную ситуацию детектируют различные датчики и вводят данные в модель 120 гидравлической системы, которая обновляет уставку требуемого давления в стволе скважины соответственно. Штуцер 34 регулируется, как необходимо для поддержания обновленного требуемого давления в стволе скважины.
Затем подача с бурового насоса 68 прекращается, и штуцер 34 полностью закрывается. Клапан 82 бурового стояка также закрывается для сохранения требуемого давления в стволе 12 скважины (этап 104).
На этапе 106 клапан 84 гидроаккумулятора открывается, так что гидроаккумулятор 70 может подавать давление в кольцевое пространство 20, если необходимо. Альтернативно клапан 84 гидроаккумулятора может открываться только при условии, если давление в стволе 12 скважины падает ниже требуемого давления уставки.
На этапе 108 давление в буровом стояке 26 стравливается для подготовки к отсоединению ведущей бурильной трубы или верхнего привода и т.д. Клапан стравливания давления в буровом стояке 26 (не показано) используется для данной цели в обычных буровых работах.
На этапе 110 выполняется соединение в бурильной колонне 16. Данный этап 110 может содержать свинчивание свечи бурильных труб с бурильной колонной 16 после отсоединения ведущей бурильной трубы или верхнего привода и т.д. После выполнения соединения ведущая бурильная труба или верхний привод и т.д. вновь соединяются с бурильной колонной 16, и клапан стравливания бурового стояка 26 закрывается.
На этапе 112 клапан 82 манифольда бурового стояка открывается, и штуцер 34 открывается для восстановления при этом циркуляции через бурильную колонну 16 и кольцевое пространство 20. Данный этап предпочтительно выполняется постепенно для минимизации пиков давления, например, с помощью медленного заполнения добавленной свечи бурильных труб и бурового стояка 26 раствором 18 из бурового насоса 68. Любые получающиеся в результате пики давления можно уменьшить с помощью компенсатора 72.
На этапах 114, 130, 132 производительность бурового насоса 68 постепенно увеличивается, давление уставки, выданное моделью 120 гидравлической системы, обновляется, и штуцер 34 регулируется, как необходимо для поддержания обновленного требуемого давления в стволе 12 скважины. Данные этапы являются аналогичными этапам 98, 100, 102, описанным выше, за исключением обратного действия (например, производительность насоса 68 увеличивается на этапе 114 вместо уменьшения на этапе 98).
Когда циркуляция раствора 18 через бурильную колонну 16 и кольцевое пространство 20 восстановлена (этапы 112, 114, 130, 132), клапан 84 гидроаккумулятора может закрываться (этап 134), поскольку в данный момент штуцер 34 можно использовать для поддержания требуемого давления в стволе 12 скважины. Вместе с тем, в других примерах может быть необходимым сохранить возможность приложения гидроаккумулятором 70 давления в стволе скважины перед и/или после выполнения способа 90.
Хотя на фиг. 3 показано, что клапан 84 гидроаккумулятора открывается в конкретный момент в способе 90 (этап 106) и закрывается в конкретный момент в способе (этап 134), должно быть понятно, что гидроаккумулятор 70 может только подавать давление в кольцевое пространство 20, когда и если давление в стволе 12 скважины падает ниже требуемого давления уставки. Контроллер 126 может автоматически управлять работой клапана 84 гидроаккумулятора (или устройством регулирования расхода другого типа, например, регулятором давления и т.д.) так, что давление подается из гидроаккумулятора 70 в ствол 12 скважины только когда требуется.
Теперь ясно, что описанное выше изобретение создает значительное усовершенствование в технике управления давлением в стволе скважины для операций бурения с оптимизацией давления. Гидроаккумулятор 70 может обеспечивать подачу давления в кольцевое пространство 20, например, когда раствор 18 не подается через штуцер 34. Компенсатор 72 можно использовать для уменьшения пиков давления во время буровых работ, и, если компенсатор имеет достаточный объем, он может сам служить гидроаккумулятором.
Описанное выше изобретение предлагает скважинную систему 10. Скважинная система 10 может включать в себя гидроаккумулятор 70, сообщающийся со стволом 12 скважины, при этом гидроаккумулятор 70 подает давление в ствол 12 скважины.
Ствол 12 скважины может быть изолирован от атмосферы вращающимся превентором 22.
Скважинная система 10 может также включать в себя модель 120 гидравлической системы, которая выдает данные требуемого давления в стволе скважины. Гидроаккумулятор 70 может подавать давление в ствол 12 скважины, реагируя на фактическое давление в стволе скважины, имеющее величину меньше требуемого давления в стволе скважины.
Гидроаккумулятор 70 может сообщаться с кольцевым пространством 20, образованным между бурильной колонной 16 и стволом 12 скважины. Гидроаккумулятор 70 может соединяться с возвратной линией 30 между блоком 42 противовыбросовых превенторов и штуцерным манифольдом 32.
Скважинная система 10 может включать в себя штуцер 34, который дросселирует с регулированием давления поток раствора 18 из ствола 12 скважины, при этом гидроаккумулятор 70 подает давление в ствол 12 скважины при отсутствии потока раствора 18 через штуцер 34.
Скважинная система 10 может также включать в себя компенсатор 72, сообщающийся со стволом 12 скважины.
В описанном выше изобретении также предложен способ 90 поддержания требуемого давления в стволе 12 скважины. Способ 90 может включать в себя подачу давления в ствол 12 скважины из гидроаккумулятора 70, реагируя на давление в стволе 12 скважины, имеющее величину меньше требуемого давления.
Подача давления может выполняться одновременно с отсутствием потока раствора 18 через штуцер 34, который дросселирует с регулированием давления поток раствора 18 из ствола 12 скважины.
Способ 90 может также включать в себя создание сообщения между стволом 12 скважины и компенсатором 72.
Способ 90 может включать в себя изоляцию ствола 12 скважины от атмосферы с помощью вращающегося превентора 22.
Способ 90 может включать в себя выдачу данных требуемого давления с модели 120 гидравлической системы.
Способ 90 может включать в себя создание сообщения между гидроаккумулятором 70 и кольцевым пространством 20, образованным между бурильной колонной 16 и стволом 12 скважины.
Способ 90 может включать в себя подачу давления при скреплении или раскреплении соединения в бурильной колонне 16.
Подавать давление можно в отсутствие циркуляции раствора 18, через бурильную колонну 16 и кольцевое пространство 20, образованное между бурильной колонной 16 и стволом 12 скважины.
Также выше описана скважинная система 10, которая может включать в себя компенсатор 72, сообщающийся со стволом 12 скважины, изолированным от атмосферы. Компенсатор 72 уменьшает пики давления в стволе 12 скважины.
Ствол 12 скважин может быть изолирован от атмосферы вращающимся превентором 22.
Компенсатор 72 может сообщаться с кольцевым пространством 20, образованным между бурильной колонной 16 и стволом 12 скважины.
Должно быть понятно, что различные варианты осуществления изобретения, описанные в данном документе, можно использовать в различной ориентации, например, наклонно, перевернуто, горизонтально, вертикально и т.д., и в различных конфигурациях без отхода от принципов настоящего изобретения. Варианты осуществления описаны только как примеры полезного применения принципов изобретения, которые не ограничены любыми конкретными деталями данных вариантов осуществления.
Конечно, специалисту в данной области техники при рассмотрении приведенного выше описания представленных вариантов осуществления изобретения должно быть ясно, что многие модификации, дополнения, замещения, исключения и другие изменения можно выполнить в конкретных вариантах осуществления, и такие изменения соответствуют принципам настоящего изобретения. Соответственно должно быть понятно, что приведенное выше описание дано только в качестве иллюстрации и примера, сущность и объем настоящего изобретения ограничены только прилагаемой формулой изобретения и его эквивалентами.