用于可编程压力钻井和可编程梯度钻井和完井的方法和设备专利检索-梯度线圈诊断设备和程序专利检索查询-专利查询网

用于可编程压力钻井和可编程梯度钻井和完井的方法和设备

阅读：811发布：2022-01-06

专利汇可以提供用于可编程压力钻井和可编程梯度钻井和完井的方法和设备专利检索，专利查询，专利分析的服务。并且本发明公开了一种通过以下步骤产生邻近钻头底部钻具组合的可编程压力区的方法：靠近钻井钻具组合进行密封；调节压力以近似于或稍微小于井壁的孔隙压力以允许从地层流出；以及，当钻进时，通过在可编程压力区与井眼的环空之间从钻井钻具组合泵送出或对流体进行节流以流动到所述钻井钻具组合内来进行调节，以避免使可编程压力区过压，处理需要控制井之外。，下面是用于可编程压力钻井和可编程梯度钻井和完井的方法和设备专利的具体信息内容。

权利要求

1.一种用于可编程压力钻井的方法，包括以下步骤：
密封在井眼中产生第一压力区与第二压力区的环形空间；
感测所述第一压力区中的压力和所述第二压力区中的压力；
调节所述第一压力区与所述第二压力区之间的压力，以获得具体的压力梯度；以及在所述井眼中的所述第一压力区内钻井，同时动态调节所述第一压力区中的压力。
2.根据权利要求1所述的方法，还包括以下步骤：
在钻进的同时，加固所述井眼中的所述第一压力区。
3.根据权利要求1所述的方法，还包括以下步骤：
平衡所述第一压力区中的压力与所述第二压力区中的压力。
4.根据权利要求1所述的方法，还包括以下步骤：
在平衡所述第一压力区中的压力与所述第二压力区中的压力之后，继续在所述第一压力区中进行钻进，并在井眼内的不同点处进行密封。
5.根据权利要求2所述的方法，还包括以下步骤：
以液压的方式隔离所述第一压力区。
6.根据权利要求2所述的方法，其中，所述当钻进时加固所述井眼中的所述第一压力区的步骤包括以下选定的用于稳定所述第一压力区的方法中的一个：利用密封剂涂覆所述井眼；设置套筒；在适当的位置对套管注水泥；膨胀可膨胀管材；插入并设置互锁连续带；
和砾石充填。
7.根据权利要求1所述的方法，还包括以下步骤：
连续监测所述第一压力区中的地层压力和深度，从而提供已钻好的井的流动势分布图。
8.根据权利要求1所述的方法，还包括以下步骤：
调节所述第一压力区中的压力，并且测量所述流动势以确定地层压力和渗透率。
9.根据权利要求1所述的方法，还包括以下步骤：
利用声能连续激发所述地层，并且测量所述地层内的声速，同时调节所述第一压力区中的压力，从而在不需要对所述第一压力区进行压裂的情况下检测地层特性。
10.根据权利要求1所述的方法，还包括以下步骤：
在钻井的同时以动态的方式将井信息从所述第一压力区发送到地面，并且接收从所述地面返回的控制信号。
11.根据权利要求10所述的方法，其中，所述井信息通过有线钻杆发送。
12.根据权利要求1所述的方法，还包括以下步骤：
当正在所述第一压力区中钻进时，确定井中的每一个压力区的生产量潜产量。
13.根据权利要求1所述的方法，还包括以下步骤：
使用由控制单元确定的信息在所述第一压力区内对钻头进行导向，所述控制单元与位于所述第一压力区中的一个或多个传感器通信。
14.一种用于井眼的可编程压力钻井的方法，包括以下步骤：
靠近配备有底部钻具组合的钻杆的远端设置环状密封件，所述环状密封件允许所述钻杆连续移动；
使所述环状密封件与所述井眼接合，以在所述井眼内在所述环状密封件下方邻近所述底部钻具组合的环空内形成可变环空压力；
使用所述底部钻具组合对所述井眼进行钻进，同时保持所述环状密封件；以及将所述井眼的钻进期间的所述密封件的远端侧上的井眼压力保持在与所述密封件的近端侧的压力的不同的压力下。
15.根据权利要求14所述的方法，还包括以下步骤：
在不解除所述密封件的情况下，通过所述密封件清除钻井液和钻屑。
16.根据权利要求14所述的方法，其中，所述井眼中的压力比在所述环状密封件的相对侧的环空中的压力低。
17.一种用于控制已钻井眼中的流体压力的方法，包括以下步骤：
建立钻杆与靠近钻柱的末端的井壁之间的可移动井眼密封件；
感测井壁处的第一流体压力和所述井眼与钻柱之间的在所述井眼密封件的相对侧的环形空间中的第二压力；
在钻进的同时，通过从所述井壁将流体泵送通过所述井眼密封件进入所述环形空间内来调节井壁处的压力；以及
使所述可移动井眼密封件在所述井壁处随钻进的进行而移动。
18.根据权利要求17所述的方法，其中，所述可移动井眼密封件通过激励牵引机来实现。
19.根据权利要求17所述的方法，其中，所述可移动井眼密封件通过使螺杆移动来实现。
20.根据权利要求17所述的方法，还包括以下步骤：
将井眼密封件沉积在所述井壁上。
21.根据权利要求17所述的方法，其中，所述井眼密封件是套筒。
22.根据权利要求17所述的方法，其中，所述井眼密封件是与所述井壁反应的密封剂。
23.根据权利要求17所述的方法，其中，所述井眼密封件是可膨胀套管。
24.根据权利要求17所述的方法，其中，所述井眼密封件是互锁带。
25.一种可编程压力钻井设备，包括：
钻柱组合，所述钻柱组合能够连接到钻柱的远端；
第一压力传感器，所述第一压力传感器被设置成靠近所述钻柱组合；
密封件，所述密封件能够选择地被接合以将所述钻柱的远端从形成在所述钻柱与相邻圆周壁之间的环空密封，其中，所述密封件随着所述钻柱组合的向前前进而移动；
第二压力传感器，所述第二压力传感器设置在所述密封件的相对侧，用于比较地测量所述钻柱组合的远端与所述环空之间的压差；和
至少一个泵，所述至少一个泵用于从邻近所述钻柱组合的远端的区域通过所述密封件将流体移除到所述环空。
26.根据权利要求25所述可编程压力钻井设备，还包括地层加固密封件。
27.根据权利要求25所述的可编程压力钻井设备，其中，所述地层加固密封件是套筒。
28.根据权利要求25所述的可编程压力钻井设备，其中，所述相邻圆周壁是井眼。
29.根据权利要求25所述的可编程压力钻井设备，其中，所述相邻圆周壁是套管。
30.根据权利要求25所述的可编程压力钻井设备，其中，所述地层加固密封件是互锁螺旋形缠绕线圈。
31.根据权利要求27所述的可编程压力钻井设备，其中，在设置成抵靠所述地层之前，所述套筒的近端闩锁到套管。
32.根据权利要求25所述的可编程压力钻井设备，其中，所述可编程压力钻井设备是反循环中心排放钻头和扩孔器。

说明书全文

用于可编程压力钻井和可编程梯度钻井和完井的方法和设

备

[0001] 本专利申请主张2007年4月26日提出申请的GB 0708041.9的优先权。

技术领域

[0002] 本发明公开了一种对油气井进行钻进和完井的方法和设备；更具体地本发明公开了一种用于建立邻近钻井底部钻具组合的密封室并选择性地调节所述室内的压力以可被保持在避免地层损害、循环漏失、和井壁污染的压力下，同时允许更高的钻速，而增加钻头寿命、最小化压差卡钻、以及最大化当进行钻井时从地层采集的地层信息的方法，和一种用于在钻井完成之后下永久套管并固井同时保持井眼完整性的方法。所述设备可以提供进行钻井时的地层保护密封件以有助于裸眼井完井，同时保持井眼完整性。本发明公开了一种用于利用在不同地层压力下跨接安装在多油层之间的这种地层保护密封件对井下永久套管并固井的方法。

背景技术

[0003] 术语

[0004] 欠平衡钻井(UBD)利用在储层孔隙压力以下的钻井液静压头下进行钻井。控制压力钻井(MPD)涉及“低压头”和“平衡”钻井，其中井底压力以临界的方式被保持在储层孔隙压力的以上或等于所述储层孔隙压力。反循环中心排放(RCCD)是以欠平衡的方式钻井，同时最小化与地层壁的钻井液接触。如这里所使用的，因为所有钻井在通常理解上被认为是控制压力钻井，可编程压力钻井(PPD)应该表示用于通过动力计算、调节和施加在钻井期间和固井时的正压补偿或负压补偿来精确地控制在指定环境范围内的井下环空压力的自适应打井过程。此外，可编程梯度钻井(PGD)系统应该表示采用PPD方法从而在不干扰井眼的其余部分内的压力的情况下在钻井时允许以调制的方式将可变压力补偿施加在井眼的增加的部分上从而产生进一步下套管并完井的完全可编程环空压力分布图或梯度的自适应打井过程。PPD和PGD还可以被被理解为具有增加利用自动过程控制环路的可编程自动压力钻井(PAPD)或可编程自动梯度钻井(PAGD)。

[0005] PPD描述了将井底压力保持在不同于钻井区内的压力的指定压力下。这可通过使用控制单元和密封组件来完成。安装在井眼内的期望位置处的固定密封单元将控制单元和密封单元的近端侧的压力保持在一压力下，所述压力足以控制井、提供用于使用正在循环通过钻井区的钻井泥浆影响钻头的冷却的充分流动、和提供足以从控制单元和密封单元的远端侧将钻井钻屑带到控制单元和密封单元的近端侧并向前返回到地面。密封件允许在可移动控制单元的远端侧继续钻井，同时保持钻井区内的压力不同于密封件的近端侧所受到的压力。

[0006] PGD描述了以下另外的方面，即，在执行PPD的同时实际上以化学或机械方式增加地层保护密封件在地层壁上的布置，以用作压力障以及用于以逐渐增加的方式加强地层，从而同时提供紧邻可移动控制单元的可移动密封单元，其中所述可移动密封单元和所述可移动控制单元的移动与钻井钻具组合的移动几乎相同。

[0007] 传统的钻井实践或OBD通常将井眼内的钻井液的流体静压保持在地层的孔隙压力与所述地层破裂压力之间。钻井液在井眼内连续循环以控制地层流体并将钻屑输送到地面。钻井液还用于稳定井眼以及润滑和冷却钻头。

[0008] 本发明旨在在具有钻井区内的MPD或UBD的益处的情况下，组合OBD以最小化通常与诸如H2S释放的UBD、无法预料的和非计划的大量油气释放到井眼内(“井涌”)或其中环境条例禁止扩大或随钻开采相关联的安全风险。这种方法避免了对地层的损坏、循环漏失和所有其它公知的问题。此外，本发明避免了对配备有通常在UDB或MPD方案中所使用的额外的设备(例如，氮气注入单元、密闭油罐组、多相分离器、旋转节流圈装置、真空除气器和类似物)的钻井结构的需要。

[0009] 通常，钻井液是水基液体或油基液体，并且含有用于提供专用于所受到或预测的井眼条件的密度、滤失特性、和流变性质的各种固体和液体混合物。尽管由在目的地层上方的钻井液的这种静压头产生可认识的问题，但是这些传统的钻井方法长期已经被认为是钻井的安全方法。因为钻井液压力比天然地层压力高，因此流体侵入频繁发生，从而对地层的渗透率产生破坏，这由地层的冲蚀或与进入地层结构本身的流体和固体的侵入的物理堵塞产生。

[0010] 当在井眼流体梯度小于天然地层压力梯度的情况下钻井时形成UBD，这从而在进行钻进时允许井出现流动。这种技术最小化循环漏失，并增加穿透速度，同时最小化由钻井流体进入到地层结构内的侵入所引起的污染。立即识别生产层，并且详细的井身结构可以由这些欠平衡井中的钻井程序的进程形成，从而尤其在边际油气田或旧的地质构造中缩短钻井时间。

[0011] 通过使用UBD降低了钻井时间、延长了钻头寿命、增加了对地层变化的早期检测和对正在被钻进的地层中的生产层段的动态测试。增加钻井效率与来自未受损害的地层增加的开采前景一起使得在很大程度上期望欠平衡钻井。

[0012] 如当前所实践的，UBD需要用于安全并有效地钻井的专用地面设备。通常通过将氮气注入到钻杆或寄生管中来实现钻井液的密度控制。这需要大量的地面制备以实现适当的氮气注入。可以采用用于控制井底压力的井口节流器以增加或降低立管压力，但是由于固有的滞后时间，节流器的操作不会遇到(或影响)底部钻具组合。滞后时间的估计通常对于单相系统来说是简单的，但是多相流系统复杂并难以模拟，由此难以预测所述多相流系统的响应，更不用说精确地控制并操纵所述多相流系统。

[0013] UBD如果没有被适当操纵则可能导致高风险的井喷、火灾或爆炸；此外，UBD需要在所有不同的系统中对钻井队进行全面训练，占据较大的甲板空间并且需要另外的层空间，这通常在海上非常受限制，并且由于用于氮气注入和多相流节流器以及分离设备的另外的地面设备而通常更加昂贵。然而，尽管有所有这些问题，但是因为益处远远超过成本，因此在现代钻井程序中仍然广泛地使用UBD。

[0014] 在行业中MPD被公知为用于精确控制井眼内的环空压力分布图的一组技术。在钻井和固井期间始终要精确控制环空压力的剖面图的需要被很好的确立，因为所述需要允许钻通并完成复杂孔隙和压裂压力流态，从而由于降低了钻井风险而提高钻井效率，并且还避免了将直径减小的多个昂贵的套管柱安装在井眼中。地球地层经过几百万年经历地质变化，所述地质变化导致意想不到的压力和岩石强度变化。为了到达复杂的深海和非常规储层，本行业需要新方法在相同的井段中通过多个不同孔隙压力和压裂梯度进行钻井。目前，没有可以在井眼中连续钻进的同时在井眼中的多个固定点处改变环空压力并将所述环空压力保持在期望的范围内的技术。本行业认识到一种恒定井底压力系统，所述恒定井底压力系统通过将来自地面的正回压施加在环空侧以补偿当地面泵停止时有效循环密度(ECD)减少来将在靠近井眼的底部的一个点处期望的压力保持成等于或大于泥浆流体静压。这种方法和相关联的设备不允许井底压力的动态降低，因为任何降低需要改变泥浆静水压(而这是一个慢过程)。所述方法和相关联的设备也不能防止这些变化影响井眼的其余部分的环空压力分布图和其随后发生的对井眼完整性或期望的地层流入的副作用。本行业认识到在地面与井底之间建立固定点的双梯度系统，其中，可以通过使用寄生管柱或井下泵注入N2来实现梯度的变化。不仅双梯度技术的性能仅局限于两个梯度，而且在确保这些梯度在钻井和完井期间不会改变的准确度和精度由于许多不可控制的因素(例如，具有可压缩钻井液的长裸眼井段、缺少对地层流体流入的控制、需要始终进行连续循环以及缺少沿井眼的井底测量)而变得不可靠。

[0015] 本发明旨在通过在钻井时控制邻近钻头和底部钻具组合的压力并且密封和/或加强地层获得由传统的超平衡钻井的所有安全装置完成的欠平衡钻井的所有益处。本发明还通过精确控制整个井眼的环空压力分布图来克服当前MPD实践中的缺点。本发明还为本行业提供了一种对与设计、清洁和保持钻井液相关联的所有问题和成本的唯一解决方案。本发明还为本行业提供了一种以欠平衡的方式安全地钻勘探井从而增加发现先前被传统的OBD技术忽略的新生产层的方案。

[0016] 钻井行业长期寻找一种这些问题的解决方案。例如，美国专利No.5,873,420公开了使用邻近钻头的控制阀根据感测到的井底压力及其它流体测量值释放进入到泥浆混合物中的空气以减轻静压头。当裸眼井井底压力达到危险水平时，将会降低或消除空气供应，从而依靠稠密的钻井泥浆柱控制地层压力。

[0017] 类似地，美国专利No.6,732,804公开了一种使用允许钻井泥浆柱保持在井眼环空中的同心套管以防止井喷的动态封泥系统(mudcap system)。该专利还公开了当将钻头组件拉出用于维修或更换时使用配置阀密封井底部分。在这两个现有技术中，没有公开用于裸眼井地层加固或保护的装置。

[0018] 用于保护裸眼井欠平衡钻井的诸如美国专利No.5,954,137和No.7,086,481中所示的现有技术井下堵塞装置需要钻柱操作以固定和释放井下堵塞装置。

发明内容

[0019] 本发明公开了一种用于可编程压力钻井的方法，包括以下步骤：至少密封在井眼中产生第一压力区与第二压力区的环形空间；感测第一压力区中的压力和第二压力区中的压力；调节第一压力区与第二压力区之间的压力，以获得具体的压力梯度；以及在井眼中的第一压力区内钻井，同时动态调节第一压力区中的压力。所述方法还包括以下步骤：当钻进时，加固井眼中的第一压力区；平衡第一压力区中的压力与第二压力区中的压力；以及在平衡第一压力区中的压力与所述第二压力区中的压力之后，继续在所述第一压力区中进行钻进，并在井眼内的不同点处进行密封。

[0020] 所述方法还可以还提供以下步骤：以液压的方式隔离所述第一压力区，以防止钻井液或油气进入密封的压力区或从所述密封的压力区出来。所述加固步骤包括以下选定的用于稳定所述第一压力区的方法中的一个：利用密封剂涂覆所述井眼、设置套筒、在适当的位置对套管注水泥、膨胀可膨胀管材、插入并设置互锁连续带、和砾石充填。

[0021] 所述方法还可以提供以下步骤：连续监测第一压力区中的地层压力和深度，从而提供已钻好的井的流动势分布图；或者调节第一压力区中的压力，并且测量流动势以确定地层压力和渗透率。

[0022] 本发明的方法还可以提供以下步骤：利用声能激发地层，并且测量地层内的声速，同时调节第一压力区中的压力，从而在不需要对第一压力区进行压裂的情况下检测地层特性；和/或在钻井时以动态的方式将井信息从第一压力区发送到地面，并且接收从地面返回的控制信号。

[0023] 井信息可以通过有线钻杆发送。

[0024] 此外，本发明另外地构思了以下步骤：当正在第一压力区中钻进时，确定井中的每一个压力区的生产量潜产量，从而当正在钻井时提供详细的井和地层信息，而不需要在钻井之后进一步勘探和研究。因为本发明构思了随钻即时测量，因此所述方法可以进一步允许使用由控制单元确定的信息在第一压力区内对钻头进行导向，所述控制单元与位于第一压力区中的一个或多个传感器通信。

[0025] 可以理解的，用于井眼的可编程压力钻井的方法包括以下步骤：靠近配备有底部钻具组合的钻杆的远端设置环状密封件，所述环状密封件允许钻杆连续移动；使环状密封件与井眼接合，以在所述井眼内在环状密封件下方邻近底部钻具组合的环空内形成可变环空压力；使用底部钻具组合对井眼进行钻进，同时保持环状密封件；以及将在井眼的钻进期间密封件的远端侧上的井眼压力保持在与密封件的近端侧的压力不同的压力下。所述方法还可以包括以下步骤：在不需要解除密封件的情况下，通过密封件清除钻井液和钻屑，其中，井眼中的压力比在环状密封件的相对侧的环空中的压力低。

[0026] 一种用于控制已钻井眼中的流体压力的方法，包括以下步骤：建立钻杆与靠近钻柱的末端的井壁之间的可移动井眼密封件；感测井壁处的第一流体压力和井眼与钻柱之间的在井眼密封件的相对侧的环形空间中的第二压力；当钻进时，通过从井壁将流体泵送通过井眼密封件进入环形空间内来调节井壁处的压力；以及使可移动井眼密封件在井壁处随钻进的进行而移动。

[0027] 可移动井眼密封件可以通过激励牵引机来实现；或者通过使螺杆移动来实现。本方法还可以包括以下步骤：将井眼密封件沉积在所述井壁上。井眼密封件可以是：套筒；当通过牵引机或螺杆装置以压缩的方式推靠在井壁上时与井壁反应的密封剂；被膨胀以与井壁接合的可膨胀套管；从线圈展开并以螺旋的方式绕井壁缠绕以接合互锁构件并密封或加固地层的互锁带。

[0028] 本公开的可编程压力钻井设备包括：钻柱组合，所述钻柱组合可连接到钻柱的远端；第一压力传感器，所述第一压力传感器被设置成靠近钻柱组合；密封件，所述密封件可选择地被接合以将钻柱的远端从形成在钻柱与相邻圆周壁之间的环空密封，其中，密封件随钻柱组合的向前前进而移动，或者保持固定并允许滑动通过密封件的管材作为密封流体回流管道；第二压力传感器，所述第二压力传感器设置在密封件的相对侧，用于比较地测量钻柱组合的远端与环空之间的压差；和至少一个泵，所述至少一个泵用于从邻近钻柱组合的远端的区域通过密封件将流体移除到环空。

[0029] 可编程梯度压力钻井设备还可以包括地层加固密封件，其中，所述密封件是套筒，而相邻圆周壁是井眼或套管。所述密封件是互锁螺旋形缠绕线圈。

[0030] 可编程压力梯度钻井设备可以进一步提供套筒的近端，在设置成抵靠地层之前，所述套筒的近端闩锁到套管，所述套管然后可以设置在裸眼井中以当完井时密封或加固地层。因为地层的性质，此设备被设计成通过至少影响钻井液或钻屑来保持生产地层的完整性。因此，本公开的另一个特征是使用具有反循环中心排放钻头和扩孔器的钻井设备，尽管在钻井钻具组合中还可以使用标准导向钻孔钻头。附图说明

[0031] 图1和图2每一个都是实施可编程压力钻井的方法的示意图；

[0032] 图3是使用位于可移动控制单元内的并列囊状物(coordinated bladder)以控制环空压差的泵的示意性视图；

[0033] 图4是通过使用固定在套管内的不可移动密封单元实施可编程压力钻井(PPD)的方法，所述套管提供第二回流管，通过所述第二回流管使用可移动控制单元控制靠近钻头的压力；

[0034] 图5-14是关于实施本发明的PPD可编程压力钻井和完井多个方面的一种方法的连续示意性视图；

[0035] 图5是显示底部钻具组合在设置在回接柱的远端上的型件闩锁中的位置的可编程压力钻井系统的实施例的示意性视图；

[0036] 图6是被下入到下套管井的远端上的闩锁的可选的实施例的示意性视图；

[0037] 图7是位于闩锁内并从回接管柱悬挂的底部钻具组合的示意性视图；

[0038] 图8是等待将钻柱下放入井中以继续地层内的钻进的底部钻具组合的示意性视图；

[0039] 图9是在释放衬管(回接管)以继续钻井之前与底部钻具组合闩锁的钻柱的示意性视图；

[0040] 图10是允许钻井进行的解开的钻柱和回接管的示意性视图，还显示了钻井液流动通路；

[0041] 图11是被拉回以闩锁在套管内从而进一步允许钻柱和钻头(与未示出的诸如马达、LWD、井下泵的其它BHA一起)从井中起出的回接管柱的示意性视图；

[0042] 图12是正在被拉到地面的钻头(以及未示出的诸如马达、LWD、井下泵等的其它BHA)，同时示出了使用位于BHA中并且留在井中的井下阀关闭由于所述钻头的移除而产生的通孔，从而保持压力密封；

[0043] 图13是对准备安置下一个套管柱时在回接衬管的总深度处的钻头的示意性视图；

[0044] 图14是在完成钻井之后正在被拉到地面的钻头(以及未示出的诸如马达、LWD、井下泵等的其它BHA)的示意性视图，同时示出了使用位于BHA中并且留在井中的井下阀关闭由于所述钻头的移除而产生的通孔，从而保持压力密封；

[0045] 图15是可以通过可编程压力钻井方法实现以进行完井的固井操作的示意性视图；

[0046] 图16是使用可移动控制单元和密封单元实施本发明的PGD可编程梯度钻井和完井的方法的示意图；

[0047] 图17是用于实施本发明的PGD可编程梯度钻井和完井的设备的一个实施例的示意图；

[0048] 图18是在实施可编程梯度钻井和完井中使用的设备的牵引装置的示意图；

[0049] 图19是本发明的牵引装置的另一个实施例；

[0050] 图20是其中牵引机由泥浆马达驱动的可选实施例的又一个视图；

[0051] 图21是在实施本发明的PGD可编程梯度钻井和完井中使用的可膨胀螺杆实施例的示意性视图；

[0052] 图22是可以用于将化学密封剂沉积在井壁上的各种可膨胀螺杆的分析示意性视图；

[0053] 图23是在实施本发明的PGD可编程梯度钻井和完井方面中使用的牵引装置的示意性视图；

[0054] 图24是用于实施本发明的PGD可编程梯度钻井和完井方面的一个方法的连续示意性视图；以及

[0055] 图25是在实施本发明的PGD可编程梯度钻井和完井方面中使用的互锁带布置钻井钻具组合的示意性视图。

具体实施方式

[0056] 图1和图2是使用位于钻井钻具组合内的可移动控制单元C和密封单元106实施可编程压力钻井的方法的示意图，所述密封单元106抵靠相邻套管或相邻井壁围绕钻井钻具组合形成环状密封。公开的控制单元C提供感测和测量，并且可以与电磁信号、通过有线套管的泥浆脉冲遥测装置、或井下测量和控制领域中所公知的任何其它方法通信并被所述电磁信号、通过有线套管的泥浆脉冲遥测装置、或井下测量和控制领域中所公知的其它方法控制。密封单元106可以被固定，但可移动，或者是移动的动态密封件。如果被固定，密封单元106允许钻井钻具组合移动通过密封件106。如果是动态的，密封单元106与钻井钻具组合的移动一起移动以保持压力区的密封并且在可编程梯度钻井(PGD)的情况下将地层稳定或密封材料设置在井壁上。以下进一步说明这种特征。

[0057] 控制单元C还与钻柱内的泵压力配合通过节流器/泵系统控制流入和流出可编程压力区110的流体的流动。例如，如果需要使可编程压力区降低压力以避免使钻井过平衡，控制单元C将中止流体到达钻头或增加从可编程压力区110流出的流量，或者同时中止流体到达钻头和增加从可编程压力区110流出的流量，以在可编程压力区内获得期望的压力。可以采用诸如流动势的测量值以辨别在钻井时在可编程区内要保持的期望的压力，如果使用其它储层特征和模拟技术初始不能已知这种期望的压力。

[0058] 最接近控制单元C定位的泵P可以使钻井液从可编程压力钻井区110移动到环状密封件106正上方的环空112，在所述环空中，钻井液和钻屑以正常方式被提升到地面。此泵P与控制单元C的节流器/转向阀协作以使来自地面的在钻柱DS内的总钻井液的第一部分朝向钻柱DS外部的环状密封件106正上方的环空112转向，所述钻井液的体积百分比，如已经被钻井领域的技术人员所公知的，由产生充足的环空流速以将所有钻屑带回到地面所需的液压能来决定。泵P以编程方式控制流入和流出可编程压力钻井区的钻井液的第二部分的流动。此第二部分的总体积百分比，如本领域的技术人员所公知的，由用于提供对钻头的冷却同时还将钻头所需的足够的液压能输送给钻头的流动来确定而本发明的一个目的的对流动的编程可通过泵P来执行，以将可编程钻井区压力保持在用于保护地层(例如，防止地层具有过度液压)的最佳压力下。

[0059] 来自地面泵的流动可以在控制单元C的方向处被转向以再循环通过环空，从而减少进入可编程压力区内的流动。泵P进一步控制可编程压力区内被感测到的压力，所述泵P由控制单元C控制并与所述控制单元相邻，所述泵还移除来自PPD区的钻井泥浆和钻屑。泵P由诸如液压马达(未示出)的井下动力源驱动以避免对从地面提供动力的需要。在不背离本申请的精神的情况下还可以使用诸如由来自地面的电缆提供的供电装置现有的技术。井底钻井钻具组合所使用的标准泥浆马达还可以用于驱动泵P。

[0060] 虽然在图1中示意性地显示了标准流动钻头，但是如图2中所示，RCCD钻头装置可以优选地用于进一步最小化进入可编程钻井区的钻井液流入，但足以清除来自所述压力区内的井眼的钻屑。可以预期的是，用于充分冷却钻头并将钻屑提升通过控制单元C、泵P和阀装置所需的钻井液流明显少于通常在超平衡钻井操作中所使用的钻井液。

[0061] 使用泥浆马达允许使泥浆马达和泵P的转速近似匹配，从而避免对齿轮箱的需要。可以预期的是，传动装置(晃动接头(wobble joint))是用于说明马达和泵上的不同数量的叶片的最有可能的装置。与离心泵相比，螺杆泵在磨蚀应用中提供优越的性能。马达和泵都将形成有空心轴。对于马达来说，这将仅允许用于给泵提供动力的必要的流量通过马达。对于泵来说，此轴将提供被允许通过钻头以旁路掉泵本身的钻井液。

[0062] 为了执行可编程梯度钻井(PGD)，控制单元C启动密封单元106以设置诸如智能泥饼的密封剂或诸如套筒的机械障(如这里更全面地所述)。可选的实施例可以提供可膨胀封隔器、通过大小头抵靠封隔器的内壁设置的可膨胀套管系统、或在本领域中现用的其它形式的井眼稳定装置。

[0063] 最后，一旦所述区域已经被钻好并被加固或稳定，控制单元C可以允许超平衡区112的压力与欠平衡区110内的压力相等，并且解除密封，以便在井眼中进行进一步的操作。可选地，所述方法可以通过设置外部封隔器来提供稳定区域的隔离，所有这些都以钻井行业中所公知的方式进行。每当需要保存井眼的完整性同时检测用于完井和射孔的类似区域时可以重复此过程。因为在这些区域中在超平衡条件不会发生钻井并且地层保持不被高压钻井泥饼堵塞，因此已经不需要昂贵并且费时的井准备工作来开始开采。

[0064] 另外，通过利用减小的钻井液流连续向前钻进到PPD区内来对现有技术的使用进行优化，并因此现有技术的使用取决于低扭矩钻头组件的成功设置、穿透钻头的高速率、提供最大的每平方英寸钻头区域的液压马力。期望的是大约为150加仑每分钟的流量将足以为泥浆马达提供液压动力并仍然保持钻头的高速穿透力。可以在本申请中使用诸如美国专利No.6,892,898中所述的章动钻头的低扭矩钻头。在不背离本发明的精神或保护范围的情况下，可以使用本行业的技术人员所公知的其它现有的传统钻头设计。非常期望使用RCCD钻头技术以避免钻井泥浆与PPD区井壁的接触。

[0065] 图3显示提供并列囊状物对BL1和BL2的另一个实施例的示意图，所述囊状物对通过对泵1000的流量的居中调节而由于PPD区内的可编程压力P2与在压力区的密封件上方的环空压力P1之间的压差而膨胀或缩小。泵1002使液压流体从储层R移动到封闭室C和D，以可选地使来自可编程压力区的钻井液和钻屑移动到环空内，同时膨胀可选室和吸收流体和钻屑的囊状物，从而将可编程压力区内的压力保持为P2。这进一步提供以下另外的益处：即，防止流体移动到PPD区或从所述PPD区移动出来时的压力冲击波。在每一个并列囊状物上的被示出为1006 V1(C)和1008 V2(C)的连接到室1004的阀装置和连接到室1005的阀装置1007 V1(D)和1009 V2(D)由图1中所示并在先前所述的控制单元C控制，以使流体移动到可编程压力区内和从所述可编程压力区移动出来并进入具有压力P1的环空内。

[0066] 在不背离本公开的精神和范围的情况下，可以通过其它装置来完成图3的两个囊状物的配合。例如，囊状物可以插入到使囊状物移动成完全膨胀的真空室内。机械网或装置将放置在囊状物周围，并且当具有来自控制单元C的信号时将收网以接触囊状物，从而将已经在可编程压力区内被吸入到膨胀室内的钻井液和钻屑从囊状物排出。阀装置将再次调节钻井液和钻屑移动到囊状物内和从所述囊状物移动出来，以避免对控制压力区的压力冲击波并且保持钻井区压力小于与装置相邻的天然孔隙压力。

[0067] 图4是通过不可移动密封单元106实施PPD可编程压力钻井和完井的方法的示意图，所述不可移动密封单元位于套管内，从而提供第二回流管，通过所述第二回流管，使用可移动控制单元可控制靠近钻头的压力。钻柱114和第二回流管115使用专用闩锁被机械地联接在一起，使用钻井钻具组合的重量或通过使用在地面上的顶驱施加到钻柱DS的推力，所述专用闩锁允许钻柱114相对于第二回流管115旋转，并且允许第二回流管115滑动通过密封单元106，从而允许钻柱组合和钻头105进一步移动。动态或滑动密封件107保持隔离并且还防止环空112内的环空钻井泥浆进入PPD区110内。

[0068] 压力区110通过在滑动密封件107下方进行隔离而产生，所述滑动密封件允许套管115包围钻柱114，从而在钻柱114的外壁与套管115的内壁之间产生位于中心的环形空间113，从而允许通过控制单元C以上述方式除去移动到环空113内的钻井液和钻屑。因此实现了可编程压力钻井，藉此，可将裸眼井区域的底部110处的压力保持为压力P2，同时在环空113内在控制单元C正上方的压力通常比压力P1高，从而沿对其进一步下套管和完井的整个裸眼井产生单个但可容易改变的梯度。

[0069] 如图5及以下等中更全面地所示，公开了由上述方法得出的用于实现可编程压力钻井的另一个可选技术。可以使用在先前的下套管操作中设置的衬管悬挂器将具有底部钻具组合(BHA)(包括在其远端处已经组装的扩孔器和钻头)的衬管1103下入井内并使所述衬管悬挂在地面下方。钻头被设置成使得所述钻头可以以本领域的技术人员公知的方式通过扩孔器被取回。BHA包括用于在之前已经说明的可编程压力/梯度钻井控制单元C和密封单元，并且另外包括随钻测井(LWD)和旋转导向系统(RSS)(所述这些设备在本领域都是公知的，并且在这里没有详细示出)。衬管的远端的外表面处的机械密封件一旦设置在先前的套管内的适当位置则可以自动与衬管脱离，并且允许衬管滑动通过外机械密封件的内密封件，同时保持密封件两端的压差，即，作为井下带压起下管柱(downhole stripping)BOP。

[0070] 如图8中所示，钻柱DS然后可以在衬管内被下入，并且在底部处利用BHA被闩锁，从而同时从衬管释放BHA并允许钻柱DS将扭矩和重量传递给BHA。衬管然后可以与衬管悬挂器释放并使用旋转闩锁装置被闩锁到钻杆；例如，这可允许钻杆和BHA相对于衬管旋转。衬管然后将悬挂于钻杆，从而提供用于移动和重置衬管并提供第二回流管的装置。不会通过钻柱DS或BHA将钻井扭矩或钻压(WOB)传递给衬管。

[0071] 在不同的压力环境下钻进到总深度之后，衬管可以设置在适当的位置，并且进行固井并取回钻杆。衬管可以是预填充有化学物质以提供暂时隔离并且随后被一个钢套管替换的可膨胀钢型管或软管结构。

[0072] 更具体地，如图5-14中所示，本发明的方法可以用于以可编程方式钻井和在钻井完成之后对裸眼井进行固井。如图5中所示，此可选方法需要在套管柱101的远端提供下放入井中的型件(profile)1101。底部钻具组合BHA装配或接合在回接管或管道1103的远端上，所述回接管或管道可以是具有充分强度以支撑BHA并在这类钻井维护中工具所受到的压力下保持密封的套管、可膨胀管状构件或柔性管道。BHA至少由钻头、扩孔器和泵以及这里先前所述的控制单元组成，所述控制单元用于感测裸眼井压力并将裸眼井压力保持在与环空压力不同的压力下，如果需要。泵是液压的，并且由来自地面的泥浆流驱动。另外，回接管1103设置有闩锁表面1105，所述闩锁表面能够选择性地与闩锁型件1101闩锁和解开。

[0073] 如图6中更清楚地所示，使用标准钻井操作将回接管1103下入到井内到达套管柱101的远端，此时，衬管悬挂器或油管悬挂器1201连接到回接管1103的近端。此衬管悬挂器或油管悬挂器可以在地面上的井口装置处或者在井下在先前所下的套管内。这些操作中的每一个都在钻井工业中是公知的，并且可容易地通过具有本领域的普通技术的钻井工人来完成。

[0074] 如图7中所示，回接管1103被下入以在套管101的远端中与具有闩锁型件1101的闩锁表面1105接合。此闩锁可以由机械装置或液压装置来完成，但是一旦被确立，密封件防止套管101下方的裸眼井和回接管道1103与套管101之间的环空的流体连通。一旦回接管道1103悬挂在顶部1201、1301处，并且套管密封闩锁1101、1105完成，如图8中所示，包括能够与BHA配合的远端和设置有悬挂型件1401的上端的钻柱DS被下入以接合BHA。如图9中所示，一旦钻柱DS闩锁到BHA内，BHA同时从衬管释放，从而允许钻柱DS独立于衬管而将扭矩和重量传递给BHA。此外，上悬挂型件1401接合回接管道匹配闩锁表面1201，钻柱DS因此被闩锁和支撑在回接管道1103的顶部处。

[0075] 然后通过释放闩锁1105使回接管道1103从套管闩锁1101释放，使得钻柱DS支撑回接管道1103和BHA。在套筒密封件1101中保持密封以防止流体连通，但是当钻井进行时允许回接管道1103与底部钻具组合BHA一起推进到井内。如图10中更清楚地所示，钻井液沿着钻柱DS循环到泵/控制单元主体内的控制单元和转向阀，所述泵/控制单元主体允许在裸眼井中使用低压流体冷却钻头并从钻头表面冲洗钻屑。这里此方法在先前进行了说明，并且由箭头表示的流体流仅示意性地显示钻井液移动通过底部钻具组合。更具体地说，在本实施例的上下文中，控制单元C一旦被启动则形成与回接管道1103的环状密封件1102，使得由将BHA与回接管道1103分离并闩锁到钻柱DS而产生的环空同时被密封，从而保持可编程压力区110两端的压力障。密封件1102可以是不传递载荷和不承受载荷以防止钻井力作用于回流管上的封隔器。实施这两个步骤从而防止尤其当从井眼移除钻柱DS时不期望的压力均衡。

[0076] BHA将优选地配备有反循环钻头(RCCD)，使得与从地面移动到连接到回接管道的远端的控制单元/泵的钻井液相比，从环空被转向的钻井液显示相当低的流量，同时允许与可编程控制单元成一体的泵从井壁除去钻屑和流体。参见用于更加详细地说明反循环钻头的流动特征的图2。钻屑随即移动到邻近密封件的环空侧的区域，用于与正在从可编程钻井区被转向的钻井液一起被迅速移除到地面。

[0077] 如所注意的，悬挂型件1401仅是机械的并且允许钻井液与钻屑一起返回到地面。当回接管道移动到普通井内时，如图12中更清楚地所示，此悬挂型件1401邻近密封件1101移动。一旦所述悬挂型件和所述密封件相邻，如果期望，必须将另一个套管柱插入到井内以继续钻井。如果已经达到具体层带的总深度，将钻柱DS拉回以接合闩锁1401、1201和1105、
1101，从而准备从井眼移出BHA。结构返回到图9中所述的位置，其中BHA闩锁回到回接管道1103，从而以机械的方式闭合环空，然后停止控制单元C以释放密封件1102。因此，如图
12中所示，从BHA移除钻柱DS，并且当取出钻柱时使阀1801在BHA内闭合。因此，当完成此操作时，对已钻的裸眼井的完井部分进行关井。同时。如果使用的管道是金属套管，可以进行普通固井操作以将现有的套管下入井眼内。如果管道是可膨胀套管，上述的移除步骤也可以包括使膨胀心轴或大小头移动通过套管以将所述膨胀心轴或大小头设置在井眼内。
如果管道是柔性管道，可以进行完井，或者可以膨胀管道以支撑裸眼井内的侧向井壁。这些完井技术中的每一个都是标准操作，并且对本行业的技术人员是公知的。

[0078] 如先前以上所述，为了开始利用组装的单元进行钻井，钻井液循环通过所述系统。BHA内的阀装置和泵减少系统内的钻井液流所受到的流体压力，以最小化裸眼井上的任何异常压力。即使当回接管1103和BHA向前钻进时，与控制单元C1102中的激励密封件结合的液压密封件1101也保持此压差。此密封件因此像井下带压起下管柱防喷器一样作用，从而允许回接管1103滑动通过，同时保持管周围的密封。此密封件不必是橡胶并且可以使用金属对金属密封件，因为管不用承受载荷并且不必具有专用钻具接头表面。回接管1103仅用作管道以提供用于将环空压力从裸眼井压力密封的装置。

[0079] 钻井液的精确流动可以通过在低工作电压下运行的标准钻头技术来完成，或者可以使用反循环钻头以最小化钻头表面处的压力增加同时最大化钻屑清除来完成，所有这些都以钻井行业公知的方式进行。反循环钻头在不过度干扰裸眼井内的井壁的情况下允许钻井液和钻屑移动到钻柱的中心部分内。在本实施例中，在利用常规钻井液返回系统的密封件上方的全压力循环混合这些钻屑和钻井液的情况下，这些钻屑和钻井液仅需要被提升相对较短的距离。

[0080] 如果在不需要更换现有回接管或衬管悬挂器1103(如图12中所示)例如以更换钻头组件的情况下需要对钻头进行起下钻，可以从井眼拉出钻杆和衬管，使所述钻杆和衬管通过井下安全阀1801到达最终的闩锁点，衬管照常悬挂，从而当BHA通过井下阀1801时允许所述井下阀闭合，从而保持所保护的钻井区压力P2，同时允许从井眼将钻柱DS与钻头及其它BHA部件一起被拉出。因为对于钻头起下钻来说密封件1101和阀1801将被至少临时保持如图13中所示的压力区压力P2，因此在不需要将回接管收回到先前的闩锁点的情况下可以完成钻头起下钻。

[0081] 图14是可以由PGD可编程梯度钻井方法实现的固井作业的示意性视图。一旦使用这种系统打好了井，具有不渗透地层加固密封件的一长段裸眼井保持在适当的位置并且可以包括多个外部密封件。为了下入套管并用水泥固套管，固井作业则可以以不干扰密封件后面保留的压力的方式开始和完成。这可以通过使用由控制单元C获得的井剖面图以设计具有隔离封隔器的套管柱来实现，所述隔离封隔器可以使用控制正在被固井的区域两端的水泥的循环压力的井下系统选择性地分级和固井。因此，例如，为了对枯竭层进行固井，使用封隔器系统注入轻质水泥浆，使得将轻质水泥浆选择性地仅充填在枯竭层的两端，并隔离层带的其余部分与固井作业的这部分。

[0082] 图14是可以通过可编程压力钻井方法进行完井的固井作业的示意性视图。如下套管钻井领域的技术人员所充分理解的，将固井钻柱DS下入，从而提供用于接合回接油管闩锁型件1201的悬挂闩锁1401、用于提供钻柱DS与回接油管1103之间的密封件的套管外封隔器2107、和能够插入通过井底装置阀1801或已经装入BHA内的套管鞋2101。井下泵2105与钻柱DS一起被下入。下入电线电缆2103以给所述井下泵提供动力。井下泵2105被连接成使得所述井下泵的输入来自裸眼井内的环空，而所述井下泵的输出被输送到钻柱DS与套管101上方之间的环空。井下泵的作用仅仅是用于提供在井下对压力的控制。地面固井装置通常与井下泵协作使得，使得在固井作业期间在裸眼井内可以获得不同的压力梯度；尽管期望的是当将水泥添加到裸眼井环空时由于及时从固井区的裸眼井部分清除流体而需要较小的地面泵压力。因此，井下泵将能量添加到所述系统内，使得在在这种完井中通常发生的流体或水泥损失的没有发生的情况下可以成功地对脆性、压力敏感区进行固井。电线和局部传感器完全控制泵的操作，并且能够保持密封件1101、2107与2108两端的压差。因为泵2105位于井内，因此可以即时调节泵压力以防止由于极端泵压力而产生的裸眼井地层的井喷。水泥将向下循环到预设压力区域密封件1101以下进入到裸眼井内并绕套管的远端循环以完成固井作业。因为如在大多数传统钻井方案中所述，井被刚刚钻好并且还没有允许钻井液绕钻头并沿环空向上循环，因此地层几乎没有滤饼并且固井作业可以易于并容易地实现，且提高了水泥与裸眼井壁的结合。此技术可以用于被套管外封隔器分离的任意数量的生产层，同时在整个钻井中保持每一个生产层的压力区完整性。因为可通过控制单元C立即识别每一个压力区，因此这种信息可以用于按照整个钻井程序所受到的压力区梯度进行固井。

[0083] 图15A-15E示出了使用可移动控制单元C和可移动的并可以逐渐增加的方式设置的密封单元S实现PGD可编程梯度钻井和完井同时执行PPD的示意性步骤。除了执行用于如之前已经所述的PPD所需的功能之外，控制单元C可以可选地启动密封单元S以设置如这里更加清楚地所述的诸如智能泥饼的密封剂或诸如井眼加固套筒的机械障。可选的实施例可以提供可膨胀封隔器、由靠在封隔器的内壁上的大小头提供的可膨胀套管系统、或当前在此领域中可获得的任意其它形式的井眼稳定装置。

[0084] 最后，一旦已经钻好并加固好可编程压力区，控制单元C将使超平衡区112与欠平衡区110内的压力相等，并且释放密封件用于在井眼中进行进一步操作。此过程可以重复所需要的次数或者以同时发生的方式重复增加以保存井眼的完整性，同时检测用于完井和射孔的类似层带。因为在这些层带中在超平衡条件下不会发生钻井，并且地层保持没有被高压钻井泥饼堵塞，因此不需要昂贵并且费时的井准备工作以开始生产。

[0085] 图15A说明了在套管101下方在抵靠加固或稳定地层102中的裸眼井井壁接合密封件之前邻近钻柱DS的远端处的钻头105的控制单元C和密封件单元S的移动。图15B说明抵靠加固或稳定井壁102内的裸眼井井壁设置可编程压力区密封件106。图15C显示在抵靠先前设置的加固或稳定井壁102的密封件106下方利用钻头105继续钻井进入井眼104的疏松或不稳定的部分。环形可编程压力区110内的压力由控制单元C控制，以通过从可编程压力区110将钻井液移除到密封件112上方的超平衡环形区内而保持在地层压力以下或保持在孔隙压力压裂压力窗内，其提供防止井喷和类似事件的充分安全性。在不背离此公开的精神和目的的情况下，另外可以在控制单元C下方提供在钻井行业中被本领域的技术人员所公知的诸如定向钻井定向钻井、随钻测量(MWD)单元、和另外的地层评价系统的其它钻井设备。另外，图15A-15E中所示的钻柱DS可以是挠性管、组合管或用于使来自本发明的可编程压力区的钻井液返回的任意其它管道。

[0086] 控制单元C可以从疏松地层的孔隙结构对自然流动进行连续采样，并将这种信息通信给地面，用于由操作者进行分析，或者提供所述信息用于在自动井下控制系统中直接使用，所有这些都以本领域所公知的方式进行。因为可将可编程压力区110保持在孔隙压力或井底压力以下，并且如在正常的钻井操作可能发生的，在下套管或利用泥饼加固井眼之前可利用现有技术获得所有的组合测量值，因此可以获得关于地球物理结构和正在实现钻通的生产层详细信息。使用诸如通过引用在此并入的美国专利出版物No.2006-0125474中所述的技术可以容易地测量相邻地层的流动势。用于随钻测量的能力的提高可提供先前难以获得的动态井身剖面图的可能性，例如，用于对井眼轨迹进行导向以保持在延伸井系统的大多数生产层内。

[0087] 图15D说明了在感测所有需要的信息并将所述信息转继给地面之后对裸井眼进行加固的步骤。如这里更多地所述，通过操纵钻柱，可以加固或稳定地层以允许进一步的建井工程。加固可以包括以下步骤：通过将诸如但不是限制性的割缝衬管、砂筛、可膨胀砂筛、裸眼井砾石充填、具有裸眼井封隔器的套管、和可膨胀管材的机械密封剂抵靠井壁来进行密封。诸如砂筛的可膨胀管材可以从其原始外径的33％膨胀到55％。实心衬管被限制以通常在其原始直径的5％与16％之间膨胀。随后在本申请中更加详细地说明了互锁带，所述互锁带可以由在地面上线圈提供并在安装时形成连续支撑构件(如美国专利6,250,385和6,679,334中所述)。还可以设置化学趋肤因子以形成用于等候被钢套管替换的便桥(temporary bridge)，从而延伸作为单个直径被钻的井眼长度，或者用于作为单个直径被完井的井，即，单通道。这里公开的是用于当钻井进行时将套管设置在井壁上以加固裸眼井并保存裸眼井结构的完整性的实施例。申请人认为所有公知的井眼加固技术可以适于与此可编程压力区钻井方法一起使用，并且这里所包括的不应该被解释为将此公开限制到任何具体方式的井眼稳定。在对地层102加固或稳定之后，可以利用密封件106上方存在的静压头对可编程压力区内的压力归一化，并且释放密封件，所有在图15E中更加清楚地示出。

[0088] 图16是用于实施本发明的PGD可编程梯度钻井和完井的设备的一个实施例的示意图。

[0089] 来自地面的流动1驱动泥浆马达2，所述泥浆马达为作为用于动力分布和控制系统4的电源的发电机3提供动力。密封件或压力边界7隔离上室39和下室25，并且适于沿井壁28移动。术语上和下的使用不应该被解释为说明两个室相对于重力的物理关系，因为在水平钻井情况下下室可以以地心为中心在上室上方。

[0090] 密封主体7的井眼接触界面是缓慢移动蜗杆(inch-worm，或蠕动蜗杆)装置8-未详细示出-其中两个封隔器可选地在进行钻井时被增压并被“缓慢移动”以保持与井壁28的连续密封。在不背离此装置的精神和目的的情况下，其它密封件可以适于保持当钻井进行时上室39与下室25之间的可移动密封件。以下说明了用于实施可移动密封件的另一个实施例。

[0091] 第一电马达和泥浆泵5由配电和控制系统4控制以使用管道24通过压力密封件7输送泥浆。类似地，第二马达和泵31通过使用管道15使泥浆从下室通过密封件移动到上室进行动作。使用下室中的第一压力传感器29和上室中的第二压力传感器30，控制系统4调节电动泵的速度以获得对下室25的所需的压力操纵，从而在不需要复杂和昂贵的地面设备的情况下实现等同于欠平衡钻井的条件。应该注意的是如正在被执行的钻井程序所需要的，在不背离本发明的保护范围的情况下，一个或多个压力传感器(例如，一个由压力传感器29表示)的位置可以在可编程压力区内的任意位置处。

[0092] 通过管道15的泥浆流通过扩孔器12从循环管道10通过钻头11和扩孔器主体循环管道13被吸入，所有这些都以钻探行业所公知的方式进行。此反向循环流夹带流动中的钻屑最终以类似于所有开式循环钻井泥浆系统的方式通过可伸缩管道41被输送到地面。可伸缩管道41与套管16连接以允许套筒密封件19从地面被装载在其运输容器18内，从而允许运输容器18横过套筒密封件19的套管连接部。

[0093] 反循环管道15在与流动管道22的连接部的下游与上室回流管道21汇合，流动管道22提供用于驱动马达和泵5的流体流以避免钻屑被再循环通过钻头11和扩孔器12，并且逆流保护阀34提供防止这种钻屑返回到下室25的另外的保护。泥浆马达2和钻屑流动管道15的钻屑和排出流通过套管16与井壁28之间的环空返回到地面，所有这些都以本行业所公知的方式进行。再循环阀14用于改变通过扩孔器再循环管道13的流动，使得钻头11和扩孔器12具有适合于其钻切所需要的平衡流动条件，其中，流量通过配电和控制系统
4实时控制。

[0094] 第二电马达6使扩孔器12旋转，而第三电马达26使旋转导向系统(RSS)27旋转，用于控制钻头11的方向导向，从而钻导向钻孔。

[0095] 套管16延伸到地面并且被放置在适当的位置。需要扩孔器12将导向孔40扩大到足以允许将套管16插入到井眼内的宽度。然后，一旦通过套管16完成钻井，将可编程压力系统设备取出到地面。

[0096] 密封件承载器18闩锁到第二段套管37并且使用旋转轴承17将所述密封件承载器连接到第一段套管16。此旋转轴承17是可锁定的(未示出)，使得当需要时第一套管16和运输容器18以及第二段套管37可以一起旋转。套筒密封件19容纳在密封件承载器18中，并且经过穿过套筒密封件19内的间隔的辊20被提供，以释放将套筒密封件19粘到邻近辊20的井壁并密封所述井壁的粘合剂36。

[0097] 系统的向前运动由套筒密封件19固化的速度和钻井的速度确定。传感器可以设置在套筒密封件19(未示出)内以确定密封件固化的状态，从而将信号提供给配电和控制单元4以继续优化钻井速度。套筒密封件19的套筒密封件固化速度与向前钻井速度的协同将关键的实时输入提供给地面，以调节套管下入需要。实时发送到地面的这种信息可以由有线钻杆连接件32从配电和控制模块4提供，以控制提起工作/顶部驱动系统下降速度。将相同的速度信息提供给缓慢移动蜗杆套筒密封件，使得当将所述缓慢移动蜗杆套筒密封件推进到井眼内时与套管16同步。

[0098] 在正常钻井条件下，密封件7将缩回(即，缓慢移动蜗杆封隔器都缩小)直到遇到需要压力操纵的另一个区域。

[0099] 当遇到其中需要密封的地层区域时，缓慢移动蜗杆密封件8被启动，并且松开套管锁17，以便使套管16旋转而密封件承载器主体18不旋转(从而避免在固定密封件之前将所述密封件暴露给旋转套管)。当系统向前钻进时，辊系统20(所述辊系统是电动的(未示出))驱动套筒密封19。缓慢移动蜗杆密封件8还将必须受到来自钻头11和扩孔器12的钻井电抗性负载。为了最小化这种影响，钻头11和扩孔器12可以沿相反的方向旋转以平衡扭矩。

[0100] 可通过缓慢移动蜗杆密封件8实现在钻井期间执行的主要压力密封工作，直到套筒密封件19被充分固化或固定以承受全部的套管-井眼环空压力。

[0101] 可选地，这里所述的隔离邻近底部钻具组合的钻头和扩孔器的压力区的新方法可以由其它可选的实施例实现。例如，如图17-20中所示，可以提供可牵引的环形套管以如这里所述用作邻近此系统的钻头的下室(例如，图17中的270或图18中的380)与上室(图17中的260或图18中的370)之间的密封件。用于这种可牵引环形套管的动力可以由电动装置提供或以机械的方式由图19的泥浆马达驱动来提供。牵引机根据其可以由钻杆旋转或可在井下获得的其它能量驱动的旋转方向施加拉力/推力。如图17中所示，牵引机250和牵引机主体230可滑动地支承在被动态密封件240密封的钻杆220上。

[0102] 可选地，环形密封承载器230可以可旋转地连接到钻杆220，并且压力保持旋转轴承可以代替动态密封件240，从而提供环形密封件通过在钻杆220上进行推和拉而被其驱动的装置。强制在牵引机250与牵引机主体230之间移动的钻井泥浆与沿着地层210拖曳的牵引机的外表面的摩擦力一起，使牵引机250在其承载器230上滑动。

[0103] 可选地，如图18中所示，承载器320可以使用环形套筒350上的槽式轨道以与配合的牵引机主体320接合，所述配合的牵引机主体320又可旋转地连接到钻杆310。类似地，如图19中所示，用于移动牵引机530和套筒550的动力由与泥浆马达530的移动相关联的液压力或流水剪切力产生，所述泥浆马达530具有转子547和定子546，所述定子546移动驱动环43从而移动槽式牵引机530上的驱动销545以及移动牵引机主体550。

[0104] 在任一情况下，无论在图17、图18、或图19中，承载器230、320、530的旋转速度必须按照钻杆移动要求与目标牵引/牵引速度相匹配。

[0105] 可选地，如图21中示意性地所示，密封件510的螺旋形沟槽内表面与安装在钻杆状的涂覆有大量橡胶的螺杆512的螺旋驱动机构511(环形牵引机)配合。密封件510的内表面上的螺旋形沟槽包括化学密封剂513，所述化学密封剂通过密封件510在井壁210上的压缩被活化，从而当内表面抵靠井壁210的外部被翻出时可用于加固所述壁，所有这些都以井下钻井添加剂行业中所公知的方式进行。

[0106] 参见图21A-21C，其中示出了用于将这些密封剂输送到井壁的几个可选的装置的示意图。图21A的波纹状或弹簧加载沟槽虽然在机械方面足以坚固以支承由牵引机产生的纵向载荷，但是相对于所产生的径向力相对较弱，并且当套筒抵靠井壁翻转膨胀时如图21B所示膨胀，从而当径向膨胀时如图21C中所示使化学密封剂从波纹状槽分离。如果由图21中所示的装置实现，袋512被翻转，使得外表面粘到壁，而内表面正在被螺杆510或开槽构件向前驱动，所述袋512被压缩以打开化学密封剂用于设置在井壁上，且每一个都提供井眼的化学加固密封剂。当套筒的沟槽释放密封剂时，由于袋512在井眼210的相邻壁上的压碎而产生的化学反应形成不可渗透密封件。套筒510的外表面被设计成当套筒510必须进行相对滑移/滑动并且通过环形牵引机的径向力抵靠井壁被压缩时减少摩擦力。如图22中所示的径向力(类似于图20和图21中所示的螺杆对袋和相邻井壁施加的压缩力)也产生在环形牵引机下方的井眼段与在所述环形牵引机上方的井眼段之间的密封件，并且还有助于浸渍由抵靠井壁的螺旋槽释放的化学物质以形成用于允许地层操作的加固的压力障。

[0107] 如图22中更全面地所示，虽然主要想将密封袋构件512设置在井壁上，但是牵引机沟槽510与可膨胀套筒512上的沟槽啮合，以驱动密封剂801，从而加固由钻井钻具组合105新钻出来的地层，所有这些都如先前所述。通过牵引机T的接合使裸眼井110与环空
112密封。在此实施例中，控制单元C与牵引机T结合。

[0108] 图22中所示的实施例的密封袋可以作为卷轴(类似于挠性管CT)储存在地面上，并然后在钻井前通过下入到井眼内而被设置。图23A-23E说明了将这类螺旋密封件设置在井眼内的顺序。使用在本行业中通用的电缆安置封隔器系统将图23A中的闩锁封隔器710设置在最后的套管鞋的正上方。然后可以通过从地面卷720(图23B)下入并将其下端725闩锁到封隔器710(图23C)内而设置密封袋。然后切掉套筒/密封件730的上端并将所述上端悬挂在地面上。然后将图23D中的钻杆740通过密封件下入井内，且环形牵引机750处于关闭或无效位置。在图23E中，一旦钻杆上的牵引机到达靠近封隔器710的位置时，所述牵引机膨胀/启动以与密封件的内表面上的螺旋槽配合。然后将密封件的上端闩锁到钻杆。当钻井进行时，环形牵引机向下拉套筒以与钻井速度相匹配。当钻井进行时，密封件725的下端在封隔器710处保持固定，而所述密封件的上端向下移动。套筒或袋在裸眼井内自动翻转，使得内表面翻转并且与井壁接触，同时释放在裸眼井内产生不可渗透的加固障的化学物质，所有这些如这里先前所述。

[0109] 最后，，可以允许可编程梯度钻井进行钻井，并且同时安装带，所述带当设置在井壁上时，在不需要另外的专用设备的情况下继续钻井进度时稳定和支撑所述壁。井中的带或螺旋形缠绕管状结构的设置是公知的。参见美国专利No.6,679,334和No.6,250,385，这两个专利通过引用在此并入。这种带技术可以适于当钻井进行时增加相邻井壁的稳定性。

[0110] 如图24中更全面地显示，类似于这里先前所述的钻井设备提供带施加器2203的另外的特征，使得当钻井进行时在先前参考的申请中所述的螺旋形带2201通过钻井钻具组合而移动。螺旋形带2201从地面卷缆车2200沿井眼的环空向下移动，在所述环空中，所述螺旋形带2201由泵组件和BHA承载，并且通过入口密封件2204然后通过密封件2205进入到可编程压力区内。入口密封件2204是允许钻柱DS和BHA相对于带2201旋转的旋转密封件。当组件旋转时施加器臂2203移动以将带移动到井眼上，此时，环形辊2215将相邻带压缩成与井眼接触，从而使得当钻井进行时支撑和稳定井眼。可选地，施加器臂2203可以是电动的(未示出)并且使用旋转密封件2204被安装，以允许所述施加器臂独立于钻柱DS在被控制的速度下旋转。因为标准泵压下的钻井液2220通过转向阀2210被转向，并且流动控制阀2212调节进入可编程钻井区域内的钻井液的流动，因此，可将压力保持在地层天然压力下。本实施例的反循环泵P以与本发明的其它实施例中的泵相同的方式运转。本发明的钻井和同时设置互锁条状材料在本发明的可编程压力区钻井内利用标准钻机设备、利用通过接合的互锁带对地层的全面保护，这随后可以通过传统的完井技术来实现，允许安全的超平衡保护。

[0111] 申请人认为本申请表现出了在之前认为太脆性的地层中进行钻进以实现成功钻井计划的相当新的机遇。近瞬时压力变化可以通过可以采用用于与这种可编程压力区钻井方法一起使用的许多当前技术来实现。例如，可以通过岩层的声波激励来测量邻近底部钻具组合的岩层的流动势，所有如通过引用在此并入的美国专利出版物2006-0125474中更全面地所述，所述专利出版物可以指示地层压力，所述地层压力则可以通过控制单元结合流入和流出可编程压力钻井区的钻井液的流量来获得和使用。如果例如枯竭岩层内的岩层地层孔隙压力下降，则可以降低钻井液压力以防止井壁由于钻井液的流体静压而坍塌。类似地，如果感测到地层压力已经增加，则可以增加钻井液压力以保持天然压力直到井的所述部分可以下套管。

[0112] 由于可编程压力钻井区110的尺寸受到限制，因此可以容易地控制压差并且对所述压差进行调节以获得钻头的最佳性能，同时安全地保持地层的完整性。当不需要这种钻井时，可以在任何时候从可编程压力区钻井切换到常规开环钻井。

[0113] 以下说明包括设置衬管悬挂器的其它实施例，所述衬管悬挂器具有光滑内孔，所述光滑内孔允许当可编程压力区钻井进行时进行密封，同时允许钻柱纵向移动通过光滑内孔。隔离和钻好的区域则被浇注水泥、下套管或利用钻探行业中所公知的适当的化学桥架被稳定。因为控制单元能够感测被控制的钻井区内的井眼条件，因此在不干扰控制孔隙度或裸眼井的流动特性的流体静压的情况下可以采集大量裸眼井信息并完成测井。这种动态井剖面图将允许进一步控制钻完的井，并且提供先前被常规钻井技术所隐藏的大量生产层信息。从邻近井采集的数据与实时钻井信息的协方差应该允许关于全油田基础信息的相关性。当使用这种可编程压力区钻井方法时，可以研究密封储层内的裂缝网和扩展。可编程压力区井内的裂缝可以使邻井(offest well)中的其它压力和温度变化，这提供对井的地球物理解释和在研究中的油田裂缝的指导。

[0114] 这种过程的发展应该增加钻机或自动轨迹控制系统(地面或井下)导向或允许形成自动导向钻井钻具组合的能力，所述自动导向钻井钻具组合接受由控制单元C采集的包括任何地层评价数据的信息和数据，以将钻柱引导到适当的目的层。

[0115] 因为本方法提供一种当钻井进行时由控制单元获得的全井剖面图，因此可以容易地设计和实施固井程序，所述固井程序允许在整个井眼中遇到的每一个岩层以最有效和地层保护的方式被浇注水泥。例如，如果检测到了疏松的区域，一旦设置隔离封隔器以隔离所述区域，则可以将与地层压力一致的水泥浆输送到地层，所有这些都以油井固井操作领域所公知的方式进行。可编程压力钻井区方法的使用允许使用为每一个问题岩层专门设计的固井方案。

[0116] 还可以易于认识的是，考虑到上述公开，由于在通过此可编程压力钻井设备所允许的裸眼井钻井程序中完成井眼加固，因此可以利用单通道套管对重要的井眼段下套管，从而在不限制套管的尺寸的情况下产生到达生产层的全眼井。一旦将水泥浇注到位，当由于由本发明获得的井剖面图而保留井眼的完整性时，可以从井获得较高的生产力，同时由于允许使用这种可编程压力钻井方法设置单通道生产套管而可保留井被钻通的生产层的完整性。

[0117] 可编程压力钻井和可编程梯度钻井允许近似瞬时地调节地层压力与井眼环空压力之间的压差。在钻井程序期间，不需要基于地层变化而改变泥浆特征。可以由控制单元感测诸如流量、压力、钻压、扭矩和曳力的钻井参数的近似瞬时测量值，并将所述参数发送到钻井管理器或钻井控制系统。可以在疏松地层中测量对钻井时遇到的所有岩层的井地层特征和生产力，以及井的短期测试和表征(压力恢复和压力下降)的及时获取，并将所述及时获取发送到地面以便进行分析。虽然油气可以与钻井泥浆混合的方式从疏松地层流动到地面，但是这种开采量较小，并且在井下可由控制单元C控制，并且不会由于这种最小释放而在地面上产生不利(adverse)压差。这表现了这种技术在其中存在以下许多不确定性的勘探井中的重要应用：例如，泥浆设计和所需的特性、套管设计、将要使用的地层评价和测试技术。通过提供本发明，因为泥浆设计被简化、套管减少、在没有地层损害的情况下获得井生产力的测量值，因此操作者将能够在最小风险的情况下钻勘探井，从而允许以最大的精度和非常快的时间确定储层或生产层的精确位置和储层或层带的实际潜产量。

[0118] 已经公开了本发明的多个实施例及其替换物。虽然上述公开包括实施发明人所构思的本发明的最佳实施方式，但是不是已经公开了所有可能的替换物。为此，本发明的保护范围和限制不限于上述公开，而是相反旨在由所附权利要求限定和解释。

标题	发布/更新时间	阅读量
一种梯度线圈组件以及产生梯度磁场的方法	2020-05-13	377
声阻尼梯度线圈	2020-05-11	385
声学阻尼梯度线圈	2020-05-12	528
制造梯度线圈的方法、梯度线圈单元、梯度线圈和磁共振成像装置	2020-05-13	856
一种专用MRI梯度线圈	2020-05-11	594
分离式梯度线圈及使用该梯度线圈的PET/MRI混合系统	2020-05-13	402
一种非平面梯度线圈	2020-05-12	735
加强的梯度线圈	2020-05-11	586
一种平面MRI梯度线圈	2020-05-12	639
梯度线圈	2020-05-11	65