АВТОМАТИЧЕСКОЕ УПРАВЛЕНИЕ ДАВЛЕНИЕМ В НАПОРНОЙ ЛИНИИ ПРИ БУРЕНИИ
AUTOMATIC PRESSURE CONTROL IN DISCHARGE LINE DURING DRILLING

Область техники, к которой относится изобретение
Настоящее изобретение в целом относится к используемому оборудованию и выполняемым действиям, связанным с подземной скважиной, и, согласно раскрытому ниже варианту осуществления изобретения, в частности к автоматическому управлению давлением в напорной линии при бурении.
Предшествующий уровень техники
При бурении с регулируемым давлением и бурении при пониженном гидростатическом давлении обеспечивается точное управление давлением в скважине, например путем регулирования давления в кольцевом пространстве на поверхности земли или вблизи поверхности земли. Однако в некоторых случаях (например, при управлении скважиной и т.д.) может требоваться регулирование давления в стволе скважины путем регулирования давления в напорной линии, соединенной с бурильной колонной.
Таким образом, понятно, что в области регулирования давления в стволе скважины необходимы улучшения.
Перечень чертежей
На фиг.1 проиллюстрированы пример частичного вида в разрезе скважинной системы и соответствующий способ, которые могут воплощать принципы настоящего изобретения.
На фиг.2 проиллюстрирован пример системы управления технологическим процессом, которая может использоваться с указанной скважинной системой и способом, проиллюстрированными на фиг.1.
На фиг.3 проиллюстрирован пример системы регулирования давления в напорной линии, причем данная система может использоваться с указанной скважинной системой, способом и системой управления технологическим процессом.
На фиг.4 проиллюстрирован пример части системы регулирования давления в напорной линии.
Сведения, подтверждающие возможность осуществления изобретения
На фиг.1 схематически проиллюстрированы скважинная система 10 и соответствующий способ, которые могут воплощать принципы настоящего изобретения. В системе 10 осуществляется бурение ствола 12 скважины посредством вращения бурового долота 14, установленного на конце трубчатой бурильной колонны 16.
Буровой раствор 18, известный в качестве промывочного раствора, циркулирует по контуру, перемещаясь вниз по стволу скважины через бурильную колонну 16, с выходом из бурового долота 14 и вверх по стволу скважины через кольцевое пространство 20, образованное между бурильной колонной и стволом 12 скважины, с целью охлаждения бурового долота, смазки бурильной колонны, удаления бурового шлама и измерения давления на забое скважины. Восходящий поток бурового раствора 18 через бурильную колонну 16 (например, при выполнении соединений в бурильной колонне) предотвращается при помощи обратного клапана 21 (обычно захлопывающегося типа).
При бурении с регулируемым давлением и бурении с пониженным гидростатическим давлением, а также при других операциях в скважине важно обеспечить регулирование давления на забое. Предпочтительно, что точное регулирование давления на забое позволяет предотвратить чрезмерную утечку бурового раствора в толщу 64 пород, окружающую ствол 12 скважины, нежелательный разрыв этой толщи, нежелательный приток флюидов толщи пород в ствол скважины и т.п.
При бурении с регулируемым давлением, как правило, требуется поддерживать давление на забое выше перового давления в толще 64 пород, не превышая при этом давления разрыва толщи пород. При бурении с пониженным гидростатическим давлением для контроля притока флюида из толщи 64 пород обычно требуется поддерживать давление на забое, значение которого несколько ниже перового давления.
Для регулирования давления в буровой раствор 18 может быть добавлен азот или другой газ, или иной более легкий флюид. Такой подход особенно эффективен, например, при бурении с пониженным гидростатическим давлением.
В системе 10 дополнительный контроль над давлением на забое достигается путем перекрытия кольцевого пространства 20 (например, путем его изоляции от взаимодействия с атмосферой и нагнетания давления в данное кольцевое пространство на поверхности или вблизи поверхности) при помощи вращающегося противовыбросового превентора (RCD, от англ. rotating control device) 22. Вращающийся противовыбросовый превентор (RCD) 22 обеспечивает уплотнение наружной поверхности бурильной колонны 16 над устьем 24 скважины. Не смотря на то, что на фиг.1 не показано, бурильная колонна 16 может проходить вверх через вращающийся противовыбросовый превентор (RCD) 22 для соединения, например с поворотным столом (не показан), напорной линией 26, ведущей трубой (не показана), верхним приводом и/или прочим стандартным буровым оборудованием.
Буровой раствор 18 выходит из устья 24 скважины через клапан 28 отводящей линии, сообщающийся с кольцевым пространством 20 и расположенный под вращающимся противовыбросовым превентором (RCD) 22. Буровой раствор 18 далее протекает по обратной линии 30 в дросселирующий блок 32, содержащий резервные дроссели 34. Путем регулируемого ограничения потока бурового раствора 18, протекающего через задействованный(ые) дроссель(и) 34, к кольцевому пространству 20 прикладывается противодавление.
Чем сильнее ограничение потока, протекающего через дроссель 34, тем выше противодавление, прикладываемое к кольцевому пространству 20. Таким образом, давление на забое может легко регулироваться путем изменения противодавления, прикладываемого к кольцевому пространству 20. Для определения давления, прикладываемого к кольцевому пространству 20 на поверхности или вблизи поверхности и требуемого для создания требуемого значения давления на забое, может использоваться гидравлическая модель, как описано более подробно ниже, так, что оператор (или система автоматического управления) может быстро определить каким образом надо регулировать давление, прикладываемое к кольцевому пространству на поверхности или вблизи поверхности (которое можно легко измерить), для получения требуемого значения давления на забое.
Кроме того, может требоваться регулирование давления в других точках вдоль ствола 12 скважины. Например, в соответствии с принципами настоящего изобретения может регулироваться давление на башмаке обсадной трубы, на начальном участке боковой скважины, на в основном вертикальных и горизонтальных участках ствола 12 скважины или в любой другой точке.
Давление, прикладываемое к кольцевому пространству 20, может измеряться на поверхности или вблизи поверхности при помощи датчиков 36, 38, 40 давления, каждый из которых находится в сообщении с указанным кольцевым пространством. Датчик 36 давления измеряет давление в точке, расположенной ниже вращающегося противовыбросового превентора (RCD) 22, но выше блока 42 противовыбросовых превенторов (60Р, от англ. blowout preventer). Датчик 38 давления измеряет давление на устье скважины ниже блока 42 противовыбросовых превенторов (ВОР). Датчик 40 давления измеряет давление в обратной линии 30 выше по потоку дросселирующего блока 32.
Датчик 44 давления измеряет давление в напорной линии 26. Датчик 46 давления измеряет давление ниже по потоку дросселирующего блока 32, но выше по потоку сепаратора 48, вибросита 50 и резервуара 52 для промывочного раствора. К дополнительным датчикам относятся датчики 54, 56 температуры, кориолисов расходомер 58 и расходомеры 62, 66.
Не все из этих датчиков обязательны для использования. Например, система 10 может содержать только один из расходомеров 62, 66. Однако входной сигнал от датчиков используется в гидравлической модели для определения, каким должно быть давление, прикладываемое к кольцевому пространству 20 в процессе бурения.
Кроме того, бурильная колонна 16 может иметь собственные датчики 60, предназначенные, например, для прямого измерения значения давления на забое. Такие датчики 60 могут быть известны специалистам в качестве средств измерения давления в процессе бурения ИДБ (PWD, от англ. pressure while drilling), средств инклинометрии в процессе бурения СИБ (MWD, от англ. measurement while drilling), средств каротажа в процессе бурения (LWD, от англ. logging while drilling). Такие измерительные системы бурильной колонны, как правило, обеспечивают, по меньшей мере, измерение давления, а также могут обеспечивать измерение температуры, определение характеристик бурильной колонны (например, вибрации, нагрузки на долото, неравномерность перемещения и т.п.), измерение характеристик толщи пород (например, сопротивления, плотности и т.п.) и/или другие измерения. Для передачи данных от расположенных в скважине датчиков на поверхность могут использоваться различные телеметрические средства (звуковые сигналы, пульсации давления, электромагнитные сигналы, оптические сигналы, проводные сигналы и т.д.). Для передачи данных и/или команд между датчиками 60 и нижеописанной системой 74 управления технологическим процессом (проиллюстрированной на фиг.2) бурильная колонна 16 может быть снабжена проводниками, оптическими волноводами и т.д.
При необходимости в систему 10 могут быть включены дополнительные датчики. Например, для измерения расхода потока бурового раствора 18 на выходе устья 24 скважины может использоваться другой расходомер 67, выше по потоку или ниже по потоку бурового насоса 68 может быть установлен другой кориолисов расходомер (не показан) и т.д.
При необходимости в систему 10 может быть включено меньшее количество датчиков. Например, расход потока на выходе бурового насоса 68 может определяться не при помощи расходомера 62 или других расходомеров, а по количеству ходов его поршня.
Следует отметить, что сепаратор 48 может быть трехфазным или четырехфазным или может представлять собой сепаратор газа и бурового раствора (также называемый дегазатором бурового раствора). Однако использование сепаратора 48 в системе 10 не обязательно.
Буровой раствор 18 прокачивается через напорную линию 26 и подается во внутреннее пространство бурильной колонны 16 при помощи бурового насоса 68. Буровой раствор 18 поступает в буровой насос 68 из резервуара 52 для бурового раствора, затем передается насосом 68 через распределитель напорной линии (не показан) в напорную линию 26. Далее буровой раствор 18 продолжает прокачиваться по контуру, перемещаясь вниз через бурильную колонну 16, вверх через кольцевое пространство 20, по обратной линии 30, через дросселирующий блок 32 и затем через сепаратор 48 и вибросито 50 в резервуар 52 для подготовки к очередному циклу циркуляции.
Следует отметить, что согласно вышеприведенному описанию в системе 10 дроссель 34 не может использоваться для регулирования противодавления, прикладываемого к кольцевому пространству 20, для регулирования давления на забое, если буровой раствор 18 не протекает через этот дроссель. В процессе стандартного бурения с пониженным гидростатическим давлением при соединительных операциях на бурильной колонне 16 (например, при присоединении к бурильной колонне бурильной трубы другой длины с целью углубления ствола 12 скважины) может произойти падение давления в контуре циркуляции бурового раствора, в результате чего регулирование давления на забое будет возможно только путем изменения плотности бурового раствора 18.
Однако в системе 10 расход потока бурового раствора 18, протекающего через дроссель 34, может поддерживаться даже при отсутствии циркуляции этого бурового раствора через бурильную колонну 16 и кольцевое пространство 20. Таким образом, давление также может прикладываться к кольцевому пространству 20 путем ограничения потока бурового раствора 18, протекающего через дроссель 34.
Как показано на фиг.1, в системе 10 для передачи потока бурового раствора в обратную линию 30 выше по потоку дросселирующего блока 32 может использоваться насос 70 противодавления, предназначенный для нагнетания бурового раствора в кольцевое пространство 20 в случае необходимости (например, при выполнении соединений в бурильной колонне 16). На фиг.1 показано, что насос 70 соединен с кольцевым пространством 20 через блок 42 противовыбросовых превенторов, но в других примерах насос 70 может соединяться с обратной линией 30 или с дросселирующим блоком 32.
В ином случае или дополнительно, буровой раствор при необходимости может быть пущен из распределителя напорной линии (или из бурового насоса 68) в обратную линию 30, как описано в международной заявке PCT/US08/87686, как описано в американской заявке 13/022964 или при помощи других методов.
Ограничение такого потока бурового раствора, протекающего через буровой насос 68 и/или насос 70 противодавления, посредством дросселя 34, таким образом, создаст давление, прикладываемое к кольцевому пространству 20. При использовании насоса 70 противодавления для измерения расхода потока текучей среды на выходе данного насоса может применяться расходомер 72.
Дроссель 34 и насос 70 противодавления являются примерами устройств, которые регулируют давление и могут использоваться для регулирования давления в кольцевом пространстве 20 вблизи поверхности. При необходимости могут использоваться другие типы устройств, регулирующих давление (например, устройства, описанные в международной заявке PCT/US08/87686, в американской заявке 13/022964 и др.).
На фиг.2 показан пример блок-схемы одного примера системы 74 управления технологическим процессом. В других примерах система 74 управления технологическим процессом, в соответствии с настоящим изобретением, может содержать элементы в другом количестве, других типов, в других сочетаниях, и любой из этих элементов может располагаться в различных местах или объединяться с другим элементом.
Как показано на фиг.2, система 74 управления технологическим процессом содержит интерфейс 118 сбора данных и управления, гидравлическую модель 120, устройство прогнозирования 122, устройство 124 проверки достоверности данных и контроллер 126. Эти элементы могут быть аналогичны элементам, описанным в международной заявке PCT/US10/56433, поданной 12 ноября 2010 года.
Гидравлическая модель 120 используется для определения требуемого значения давления в кольцевом пространстве 20, тем самым, для создания требуемого значения давления в стволе 12 скважины. При помощи гидравлической модели 120 на основании таких данных, как глубина ствола скважины, частота вращения бурильной колонны, скорость спуска, вид бурового раствора и т.п., моделируются ствол 12 скважины, бурильная колонна 16, поток бурового раствора через бурильную колонну и кольцевое пространство 20 (в том числе эквивалентная плотность циркуляции при таком потоке) и др.
Интерфейс 118 сбора данных и управления получает данные от различных датчиков 36, 38, 40, 44, 46, 54, 56, 58, 60, 62, 66, 67, 72, а также данные с буровой установки и данные из скважины и передает всю эту информацию в гидравлическую модель 120 и устройство 124 проверки подлинности данных. Кроме того, интерфейс 118 передает данные о требуемом значении давления в кольцевом пространстве из гидравлической модели 120 в устройство 124 проверки подлинности данных.
В этом примере может использоваться устройство прогнозирования 122 для определения на основании ранее поступившей информации, какие данные от датчиков должны быть получены в текущий момент и каким должно быть требуемое значение давления в кольцевом пространстве. Устройство прогнозирования 122 может содержать нейронную сеть, генетический алгоритм, нечеткую логику и т.д. или любое сочетание элементов прогнозирования для прогнозирования данных, получаемых от датчиков, и требуемого давления в кольцевом пространстве.
Устройство 124 проверки достоверности данных использует эти прогнозируемые данные для определения достоверности конкретных данных от датчиков и требуемого давления в кольцевом пространстве, выдаваемого гидравлической моделью 120, и т.п. Если эти данные достоверны, устройство 124 проверки достоверности данных передает требуемое значение давления в кольцевом пространстве в контроллер 126 (например, программируемый логический контроллер, который может содержать пропорциональный интегрально-дифференциальный (ПИД) регулятор), управляющий работой дросселя 34, насоса 70 и различных устройств 128 для управления потоком текучей среды (например, клапанов и т.п.).
Таким образом, для обеспечения и поддержания требуемого значения давления в кольцевом пространстве 20 дроссель 60, насос 70 и устройства 128 для управления потоком могут управляться автоматически. Фактическое значение давления в кольцевом пространстве 20 обычно измеряется на устье 24 скважины или вблизи устья 24 скважины (например, при помощи датчиков 36, 38, 40), которая может находиться на суше или под водой.
На фиг.3 показан пример схемы системы 80 управления давлением в напорной линии, которая может использоваться со скважинной системой 10 и/или с системой 74 управления технологическим процессом. Безусловно, система 80 управления давлением в напорной линии, в соответствии с принципами настоящего изобретения, может использоваться с другими скважинными системами и другими системами управления технологическим процессом.
В примере, показанном на фиг.3, контроллер 126 может использоваться для управления работой дросселя 34 на основании выбранного одного из трех возможных источников заданного значения давления в кольцевом пространстве. Выбор источника заданного значения давления в кольцевом пространстве осуществляется оператором при помощи человеко-машинного интерфейса 82 ЧМИ (HMI, от англ. human machine interface), например соответствующим образом сконфигурированного компьютера, монитора и т.д. и/или программных средств обнаружения событий. Источник заданного значения давления в кольцевом пространстве может быть выбран средствами ЧМИ (HMI) 82 или может быть выбран автоматически средствами логических схем управления.
Давление в кольцевом пространстве также называется давлением на устье скважины, так как оно обычно измеряется на устье 24 скважины или вблизи устья 24 скважины. Однако в некоторых случаях (например, при подводном бурении и т.п.) давление в кольцевом пространстве 20 невозможно измерить на устье 24 скважины или, по меньшей мере, давление в кольцевом пространстве 20, измеряемое на устье 24 скважины, не может использоваться для регулирования давления в стволе 12 скважины. Например, для регулирования давления в стволе 12 скважины возможно использование давления в кольцевом пространстве 20, измеряемого на поверхности, на плавучей или полупогружной буровой установке и т.д. В этом описании словосочетания «давление на устье скважины» и «давление в кольцевом пространстве» употреблены как синонимы, однако следует четко понимать, что в других примерах давление в кольцевом пространстве может не измеряться на устье скважины или результаты такого измерения давления на устье скважины могут не использоваться для регулирования давления в стволе скважины.
При помощи человеко-машинного интерфейса 82 оператор может выбирать один из вариантов регулирования давления в стволе скважины: по заданному значению 84 давления на устье скважины (WHP, от англ. wellhead pressure), вводимого вручную в человеко-машинный интерфейс; по заданному значению 86 давления на устье скважины, получаемому вышеописанным способом из системы 74 управления технологическим процессом; или по заданному значению 88 давления на устье скважины, выдаваемому контроллером 90.
Контроллер 126 может содержать контроллер с пропорциональным интегрально-дифференциальным ПИД (PID) регулятором и может быть реализован в программируемом логическом контроллере ПЛК (PLC), известном специалисту. Контроллер с пропорциональным интегрально-дифференциальным регулятором обрабатывает значение разности е между выбранным заданным значением 84, 86 или 88 давления на устье скважины и измеренным значением давления на устье скважины (например, получаемым при помощи датчиков 38, 38 или 40).
Контроллер с пропорциональным интегрально-дифференциальным регулятором выявляет необходимость регулирования состояния дросселя 34, насоса 70, прочих устройств 128 управления потоком и т.д. для минимизации значения разности е, или каким образом необходимо осуществлять такое регулирование. Программируемый логический контроллер управляет дросселем 34 и другими элементами на основании выходного сигнала контроллера с пропорциональным интегрально-дифференциальным регулятором. Безусловно, при необходимости могут использоваться другие устройства управления технологическим процессом, отличные от контроллера с пропорциональным интегрально-дифференциальным регулятором и/или программируемого логического контроллера.
Заданное значение 88 давления на устье скважины выбирается оператором, если требуется регулирование давления в стволе скважины на основании давления, измеренного в напорной линии 26 (например, измеренного при помощи датчика 44). К примеру ситуации, в которой это может потребоваться, относится процедура управления скважиной по обеспечению притока флюида в ствол 12 скважины из толщи 64 пород.
Контроллер 90 (который может содержать контроллер с пропорциональным интегрально-дифференциальным регулятором) получает значение разности е между требуемым значением 92 давления в напорной линии (SPP, от англ. standpipe pressure), которое может быть введено вручную через человеко-машинный интерфейс 82, и измеренным значением 94 давления в напорной линии (например, измеренное при помощи датчика 44). Контроллер 90 выявляет необходимость регулирования давления на устье для минимизации значения разности е, или каким образом необходимо осуществлять такое регулирование, и выдает соответствующее требуемое заданное значение 88 давления на устье скважины, которое может быть выбрано посредством человеко-машинного интерфейса 82.
Предпочтительно, что контроллеры 90, 126 работают по принципу каскадного регулирования с внешним контуром (в который входят контроллер 90 и датчик 44) для регулирования давления в напорной линии, и внутренним контуром (в который входят контроллер 126, датчик 40, дроссель 34, насос 70 и прочие устройства 128 управления потоком) для регулирования давления на устье скважины. Еще более предпочтительно, что динамические характеристики внутреннего контура (например, частота, с которой сравниваются измеренное значение 96 давления на устье скважины и выбранное заданное значение 88 давления на устье скважины) по меньшей мере в четыре раза выше динамических характеристик внешнего контура (например, частоты, с которой сравниваются измеренное значение 94 давления в напорной линии и требуемое значение 92 давления в напорной линии).
Контроллер 90 с пропорциональным интегрально-дифференциальным регулятором может производить расчеты на основании следующего уравнения (1):
р
s
d
i
где u - выходное заданное значение 88 давления на устье, k - номер выборки (причем k - текущая выборка, k-1 - ближайшая предыдущая выборка, k-2 - ближайшая выборка до ближайшей предыдущей выборки), K - коэффициент усиления регулятора контроллера 90, T - интервал выборки, T - постоянная времени дифференцирования, Т - постоянная времени интегрирования, и e - значение разности между требуемым значением 92 давления в напорной линии и измеренным значением 94 давления в напорной линии.
На фиг.4 приведен схема части системы 80 управления давлением в напорной линии. На этой схеме показано, что контроллер 90 получает требуемое значение 92 давления в напорной линии из модуля 98 инициализации.
Из модуля 98 в контроллер 90 при запуске передаются исходные значения для некоторых переменных. Предпочтительно, что требуемое значение 92 давления в напорной линии вводится через человеко-машинный интерфейс 82. В ином случае модулем 98 в контроллер 90 может передаваться исходное заданное значение 100 давления на устье скважины. Исходное заданное значение 100 давления на устье скважины может основываться на последнем заданном значении 88 давления на устье, переданном в контроллер 126 контроллером 90.
Через человеко-машинный интерфейс 82 оператор может вводить определенные конфигурационные данные 102, передаваемые в модуль 98 и контроллер 90. Данные 102 могут содержать максимально и минимально допустимые значения для выходных значений контроллера 90, коэффициента усиления регулятора контроллера, постоянных времени интегрирования и дифференцирования и интервала выборки. Предпочтительно, что все эти переменные (за исключением интервала выборки) могут быть изменены оператором в процессе управления давлением.
Для проверки достоверности заданного значения 88 давления на устье скважины, выдаваемого контроллером 90, могут использоваться устройство прогнозирования 122 и устройство 118 проверки достоверности данных. Таким образом, может быть предотвращена передача ошибочного или выходящего за допустимые пределы заданного значения 88 давления на устье скважины на вход контроллера 126.
Регулирование давления в напорной линии фактически осуществляется при выборе заданного значения 88 давления на устье скважины, выдаваемого контроллером 90, для регулирования давления на устье скважины при помощи контроллера 126. Причиной тому является, заданное значение 88 давления на устье скважины регулируемое контроллером 90 с целью минимизации значения разности е между требуемым значением 92 давления в напорной линии и измеренным значением 94 давления в напорной линии. Таким образом, дроссель 34, насос 70 и/или прочие устройства 128 для управления потоком управляются контроллером 126, что позволяет поддерживать давление в напорной линии на заданном уровне.
Специалисту понятно, что настоящее изобретение обеспечивает улучшения известного уровня техники в области управления давлением в скважине. Вышеописанная система 80 управления давлением в напорной линии может использоваться для управления работой системы 74 управления технологическим процессом, посредством чего обеспечивается поддержание требуемого значения 92 давления в напорной линии.
Вышеописанным изобретением предложен способ управления давлением в напорной линии при бурении. Данный способ может включать сравнение измеренного значения 94 давления в напорной линии с требуемым значением 92 давления в напорной линии и автоматическое управление дросселем 34 в зависимости от результатов указанного сравнения, в результате чего уменьшается значение разности е между измеренным значением 94 давления в напорной линии и требуемым значением 92 давления в напорной линии.
В дроссель 34 поступает буровой раствор 18 при прокачивании этого раствора буровым насосом 68 через бурильную колонну 16. Автоматическое управление дросселем 34 может включать выдачу контроллером 90 заданного значения 88 давления в кольцевом пространстве. Контроллер 90 может содержать пропорциональный интегрально-дифференциальный регулятор.
Автоматическое управление дросселем 34 также может включать сравнение измеренного значения 96 давления в кольцевом пространстве с заданным значением 88 давления в кольцевом пространстве и автоматическое управление дросселем 34 для уменьшения значения разности е между измеренным значением 96 давления в кольцевом пространстве и заданным значением 88 давления в кольцевом пространстве. Сравнение измеренного значения 96 давления в кольцевом пространстве с заданным значением 88 давления в кольцевом пространстве может осуществляться с частотой, которая в четыре раза выше частоты, с которой осуществляется сравнение измеренного значения 94 давления в напорной линии с требуемым значением 92 давления в напорной линии.
Выше также раскрыта система 80 управления давлением в напорной линии для использования при бурении. Система 80 может содержать контроллер 90, выдающий заданное значение 88 давления в кольцевом пространстве на основании сравнения измеренного значения 94 давления в напорной линии с требуемым значением 92 давления в напорной линии, и дроссель 34, автоматически управляемый в зависимости от заданного значения 88 давления в кольцевом пространстве.
Предпочтительно, что в результате автоматического управления дросселем 34 уменьшается значение разности е между измеренным значением 94 давления в напорной линии и требуемым значением 92 давления в напорной линии.
Сравнение измеренного значения 96 давления в кольцевом пространстве с заданным значением 88 давления в кольцевом пространстве может осуществляться другим контроллером 126. Предпочтительно, что в результате автоматического управления дросселем 34 уменьшается значение разности е между измеренным значением 96 давления в кольцевом пространстве и заданным значением 88 давления в кольцевом пространстве.
Предпочтительно, что частота сравнения измеренного значения 96 давления в кольцевом пространстве с заданным значением 88 давления на устье скважины в четыре раза выше частоты сравнения измеренного значения 94 давления в напорной линии с требуемым значением 92 давления в напорной линии.
В настоящем изобретении также раскрыта скважинная система 10, которая может содержать напорную линию 26, соединенную с бурильной колонной 16 в стволе 12 скважины, датчик 44, измеряющий давление в напорной линии 26, и контроллер 90, выдающий заданное значение 88 давления в кольцевом пространстве, по меньшей мере частично, на основании значения разности е между измеренным значением 94 давления в напорной линии и требуемым значением 92 давления в напорной линии.
Следует понимать, что различные вышеописанные варианты осуществления настоящего изобретения могут быть применены в различных пространственных ориентациях, в том числе наклонной, перевернутой, горизонтальной, вертикальной и т.д., а также в различных конфигурациях без отклонения от принципов настоящего изобретения. Варианты осуществления изобретения описаны только в качестве примеров практического применения принципов настоящего изобретения, которые не ограничиваются какими-либо конкретными особенностями данных вариантов осуществления изобретения.
Безусловно, на основании тщательного ознакомления с вышеприведенным описанием представленных примеров вариантов осуществления изобретения специалисту в данной области техники будет понятно, что многие модификации, дополнения, замены, исключения и другие изменения могут быть выполнены для указанных конкретных вариантов осуществления изобретения, и такие изменения находятся в соответствии с принципами настоящего изобретения. Соответственно, следует четко понимать, что вышеприведенное подробное описание используется только в качестве примера и иллюстрации, причем суть и объем настоящего изобретения ограниваются исключительно признаками, указанными в формуле изобретения, и эквивалентными им признаками.