[发明专利]泥浆管线管理的压力钻井和增强的内流检测

说明书

技术领域

本文所公开的主题的实施例大体而言涉及可在钻井设施中用于调整泥浆环路(mud loop)中远离泥浆罐处的返回泥浆流(mud return flow)的方法和设备。

背景技术

在过去数年中，随着化石燃料价格升高，开发新开采田的兴趣大幅增加。但是，陆基开采田的可用性是有限的。因此，业界现扩展向海上位置钻井，海上位置看起来储藏大量化石燃料。

在图1中示出传统的海上油气设施10，其包括平台20(或者在水面上的任何其它类型的船只)，平台20经由立管30连接到海床50上的井口40。应当指出的是图1所示的元件未按照比例绘制且不应从图1所示的相对大小和距离来推断尺寸。

在立管30内，如在截面图中所示的那样，存在钻柱32，在钻柱32的端部，钻头(未图示)旋转以延伸水下井穿过海床50下方的层。泥浆从钻井平台20上的泥浆罐(未图示)通过钻柱32循环到钻头且通过在钻柱32与立管30的套管36之间的环形空间34返回到钻井平台20。泥浆维持液体静压来抗衡从井出来的流体压力且冷却钻头同时也将粉碎或切削的岩石运送到水面。在水面，过滤从井返回的泥浆以移除岩石且再循环。

在钻井期间，高压的气、油或其它井流体可从钻井地层爆喷到立管30内。这种事件(其有时被称作“井涌”或“井喷”)可在不可预测的时刻出现。如果未及时地控制爆喷，那么可能会损坏井和该设施的器械。为了保护可能受损的井和/或器械，防喷器(blowout preventer，BOP)组60靠近海床50定位。BOP组可包括附连到井口40的下部BOP组62和附连到立管30远端的下部海洋立管封装(Lower Marine Riser Package，“LMRP”)64。在钻井期间，下部BOP组62和LMRP 64连接。

位于下部BOP组62或LMRP 64中的多个防喷器(BOP)66在正常操作期间处于打开状态，但在“井涌”发生时可关闭(即，切换到关闭状态)以中断通过立管30的流体流动。电缆和/或液压管线70从钻井平台20向位于BOP组60上的控制器80传输控制信号。根据经由电缆和/或液压管线70从平台20接收的信号，控制器80控制BOP 66处于打开状态或关闭状态。控制器80也采集与BOP的当前状态(打开或关闭)有关的信息并发送到平台20。如本文所用的术语“控制器”涵盖具有两个冗余吊舱(redundant pods)的熟知配置。

在传统上，例如在美国专利No.7,395,878、7,562,723和7,650,950(其全部内容以引用的方式结合到本文中)中所述的那样，自井输出的泥浆流在水面处测量。可调整输入到井内的泥浆流以维持井底部的压力在目标范围内或在所需值附近或者补偿井涌和流体损失。

油气设施的操作者试图维持井底部的当量循环密度(equivalent circulating density，ECD)接近设定值。ECD为合并了静态压力和动态压力的参数。静态压力取决于在测量点上方流体柱的重量，且因此取决于其中泥浆的密度。经由钻柱32输入到井内的泥浆密度可由于粉碎岩石或者从井出现流体和气体而更改。动态压力取决于流体流量。控制泥浆流可补偿由于这些原因所致的泥浆密度变化。美国专利7,270,185(其全部内容以引用的方式结合到本文中)公开了当ECD偏离设定值时，对水面下的返回泥浆路径操作以部分地转移或排放返回到水面的泥浆的方法和设备

在泥浆流控制中采用的常规器械的体积和复杂性是很有挑战性的，特别是由于在海上油气设施平台上狭小的空间。

现有方法和装置的另一问题在于在井底部出现泥浆流干扰的时刻与在水面测量到泥浆流变化的时刻之间相对较长的时间(例如，数十分钟)。即使从控制器80更快地接收指示泥浆流的可能干扰的信息，在输入泥浆流变化时与这种变化在井底抗衡冲击之间也经过相对较长的时间。

因此，需要提供可在海上钻井设施中用于调节靠近海床的返回泥浆流从而克服先前描述的问题和缺陷的方法和装置。

发明内容

根据一示例性实施例，提供一种可用于具有到钻到海床下方的井内的泥浆环路的海上钻井设施的设备。该设备包括：(1)传感器，其被配置为靠近海床定位且采集与返回泥浆流有关的至少一个参数的值；(2)阀，其靠近传感器定位且被配置为调节返回泥浆流；以及(3)控制器，其连接到阀和传感器。该控制器被配置为基于传感器所采集的值自动控制阀来调节返回泥浆流趋向实现(towards achieving)接近预定值的控制参数的值。