RU2278237C2

RU2278237C2 - Well drilling system and method, system for pressure gradient regulation in drilling fluid column

Info

Publication number: RU2278237C2
Application number: RU2003100077/03A
Authority: RU
Inventors: Уилль м К. МОРЕР (US); Уилльям К. МОРЕР; Джордж Г. мл. МЕДЛИ (US); Джордж Г. Мл. МЕДЛИ; Уилль м Дж. МакДОНАЛЬД (US); Уилльям Дж. МакДОНАЛЬД
Original assignee: Морер Текнолоджи Инкорпорейтед
Priority date: 2001-06-05
Filing date: 2001-06-08
Publication date: 2006-06-20

Abstract

FIELD: marine oil and gas well drilling equipment, particularly controlling or monitoring drilling fluid pressure or flow.

SUBSTANCE: well drilling system to drill well so that well bottom is located under seabed comprises drilling fluid system to create drilling fluid column over well bottom and system to supply incompressible bodies in drilling fluid column in injection zone. Part of drilling fluid column is limited with riser string, which connects underwater marine well head and surface well section. Injection zone is located in riser string near underwater marine well head. Incompressible bodies have densities lesser that of drilling fluid. System for pressure gradient regulation in drilling fluid column over well bottom comprises pipeline located between surface well section and injection zone and system for suspension injection into pipeline. The suspension contains mixture of incompressible bodies and fluid medium.

EFFECT: increased reliability and efficiency, reduced costs for system construction.

84 cl, 10 dwg

Description

ОписаниеDescription

Настоящее изобретение относится в основном к бурению нефтяных и газовых скважин в море, а более конкретно к способу и системе бурения нефтяных и газовых скважин в море, при которых в столб бурового раствора закачивают плавучие по существу несжимаемые объекты в одном или нескольких местах для закачивания для уменьшения плотности столба бурового раствора над местом или местами для закачивания, чтобы таким образом регулировать или изменять градиент давления бурового раствора в выбранных частях столба бурового раствора.The present invention relates generally to the drilling of oil and gas wells at sea, and more particularly, to a method and system for drilling oil and gas wells at sea, in which floating substantially incompressible objects are pumped into a drilling fluid column in one or more injection sites to reduce the density of the drilling fluid column above the injection site or places, in order to thereby control or vary the pressure gradient of the drilling fluid in selected portions of the drilling fluid column.

При обычном бурении в море от дна моря к буровому судну устанавливают водоотделяющую колонну. Как хорошо известно специалистам в данной области, при бурении обеспечивают циркуляцию бурового раствора вниз по бурильной колонне и вверх по кольцевому пространству между бурильной колонной и стволом буровой скважины, обсадочной колонной в буровой скважине и водоотделяющей колонной назад к буровому судну.In conventional drilling at sea, a riser is installed from the bottom of the sea to the drill vessel. As is well known to specialists in this field, during drilling, the drilling fluid is circulated down the drill string and up the annular space between the drill string and the borehole, the casing in the borehole and the riser back to the drill vessel.

Буровой раствор выполняет несколько функций, включая управление скважиной. Плотность бурового раствора выбирают так, чтобы поддерживать давление в кольцевом затрубном пространстве скважины выше значения порового давления пласта, чтобы в скважине не происходило "резкого повышения давления" ("выброса"), но ниже давления гидравлического разрыва пласта, чтобы раствор не вызывал гидравлического разрыва пласта и потери циркуляции. На большой глубине моря значения градиентов порового давления и давления гидравлического разрыва пласта обычно близки друг к другу. Для исключения возможности потери циркуляции или резкого повышения давления необходимо поддерживать давление бурового раствора в диапазоне между градиентом порового давления и градиентом давления гидравлического разрыва пласта.Drilling fluid performs several functions, including well control. The density of the drilling fluid is chosen so as to maintain the pressure in the annular annulus of the well above the value of the pore pressure of the formation, so that there is no "sharp increase in pressure" ("ejection") in the well, but below the pressure of the hydraulic fracturing, so that the fluid does not cause hydraulic fracturing and loss of circulation. At great depths of the sea, the gradients of pore pressure and hydraulic fracturing pressure are usually close to each other. To eliminate the possibility of loss of circulation or a sharp increase in pressure, it is necessary to maintain the pressure of the drilling fluid in the range between the pore pressure gradient and the pressure gradient of the hydraulic fracturing.

При обычном бурении с использованием водоотделяющей колонны градиент гидростатического давления бурового раствора представляет собой прямую линию, идущую от поверхности. Эта линия градиента гидростатического давления пересекает градиент порового давления и градиент давления гидравлического разрыва пласта в пределах короткого вертикального участка, что приводит к необходимости установки обсадных колонн. Установка обсадных колонн является дорогостоящей операцией, требующей значительных затрат времени и использования оборудования.In conventional drilling using a riser, the hydrostatic pressure gradient of the drilling fluid is a straight line from the surface. This hydrostatic pressure gradient line intersects the pore pressure gradient and the hydraulic fracture pressure gradient within a short vertical section, which necessitates the installation of casing strings. Installing casing strings is an expensive operation requiring significant time and equipment costs.

В последнее время были предложены системы для отсоединения гидростатического напора бурового раствора в водоотделяющей колонне от эффективного и полезного гидростатического напора в буровой скважине. Такие системы были названы "системами бурения с двойным градиентом". В системах с двойным градиентом гидростатическое давление в кольцевом зазоре у профиля дна равно давлению, соответствующему глубине моря, а давление в скважине равно гидростатическому давлению бурового раствора. Сочетание градиента давления, создаваемого столбом морской воды у профиля дна, и градиента давления бурового раствора в стволе скважины приводит к необходимости обеспечения большей глубины каждой обсадной колонны и снижения общего количества обсадных колонн, требующихся для достижения конкретной глубины буровой скважины.Recently, systems have been proposed for disconnecting the hydrostatic head of a drilling fluid in a riser from an effective and useful hydrostatic head in a borehole. Such systems have been called "double gradient drilling systems." In systems with a double gradient, the hydrostatic pressure in the annular gap at the bottom profile is equal to the pressure corresponding to the depth of the sea, and the pressure in the well is equal to the hydrostatic pressure of the drilling fluid. The combination of the pressure gradient created by the column of sea water at the bottom profile and the pressure gradient of the drilling fluid in the wellbore necessitates providing a greater depth of each casing and reducing the total number of casing required to achieve a specific depth of the borehole.

Было предложено три способа выполнения системы бурения с двойным градиентом. Один предложенный способ заключается в непрерывном сбросе отработанного бурового раствора на дно моря. Этот предложенный способ не отвечает требованиям сохранения окружающей среды и экономически нежизнеспособен.Three methods have been proposed for performing a double gradient drilling system. One proposed method is to continuously discharge the spent drilling fluid to the bottom of the sea. This proposed method does not meet the requirements of environmental conservation and is not economically viable.

Второй предложенный способ заключается в использовании газлифта, который включает закачивание газа, например азота, в водоотделяющую колонну. Использование газлифта предполагает преимущества, заключающиеся в том, что не требуется большого объема подводного механического оборудования. Однако имеются некоторые ограничения, связанные с применением газлифта. Так как газ является сжимаемой средой, то имеются ограничения по глубине, при которой он может быть использован, и может потребоваться большой объем оборудования, которое должно работать на поверхности. Кроме того, из-за того, что газ расширяется, когда буровой раствор достигает поверхности, скорость потока на поверхности может быть чрезмерно большой.The second proposed method involves the use of a gas lift, which involves pumping gas, such as nitrogen, into a riser. The use of a gas lift implies advantages in that it does not require a large amount of underwater mechanical equipment. However, there are some limitations associated with the use of gas lift. Since gas is a compressible medium, there are limitations on the depth at which it can be used, and a large amount of equipment that must work on the surface may be required. In addition, due to the fact that the gas expands when the drilling fluid reaches the surface, the flow rate at the surface may be excessively high.

Третий предложенный способ выполнения системы бурения с двойным градиентом заключается в подаче бурового раствора из подводного устья скважины назад на поверхность. Было предложено несколько нагнетающих систем, включающих насосы струйного типа, поршневые и центробежные насосы. Использование систем насосов, расположенных на дне моря, обеспечивает гибкость, требующуюся для управления условиями при бурении, но они обладают недостатками, заключающимися в высокой стоимости, а также связанными с проблемами надежности и трудности поддержания в работоспособном состоянии сложных насосных систем на дне моря.A third proposed method for performing a double gradient drilling system is to feed the drilling fluid from the underwater wellhead back to the surface. Several injection systems have been proposed, including jet pumps, piston and centrifugal pumps. The use of pump systems located at the bottom of the sea provides the flexibility required to control drilling conditions, but they have disadvantages of high cost, as well as problems of reliability and difficulties in maintaining complex pumping systems at the bottom of the sea in working condition.

Согласно изобретению создана система для бурения скважины, имеющей забой под морским дном, содержащая систему бурового раствора для создания столба бурового раствора над забоем скважины, при котрой часть столба бурового раствора ограничена водоотделяющей колонной, соединяющей подводное морское устье скважины и поверхностное местоположение скважины, систему для закачивания по существу несжимаемых объектов в столб в месте для закачивания, расположенном в водоотделяющей колонне вблизи подводного морского устья скважины, причем несжимаемые объекты имеют плотность, меньшую чем плотность бурового раствора.According to the invention, a system for drilling a well having a bottom under the seabed, comprising a drilling fluid system for creating a column of drilling fluid above the bottom of the well, in which part of the column of drilling fluid is limited by a riser connecting the underwater wellhead and the surface location of the well, an injection system essentially incompressible objects in the column at the injection site located in the riser near the underwater mouth of the well, and incompressible The objects under study have a density lower than the density of the drilling fluid.

Система для закачивания по существу несжимаемых объектов содержит трубопровод, подсоединенный между поверхностным местоположением и местом для закачивания.The pumping system for substantially incompressible objects comprises a pipe connected between a surface location and a pumping site.

Система для закачивания по существу несжимаемых объектов содержит средство для закачивания суспензии, содержащей текучую среду и по существу несжимаемые объекты, в указанный трубопровод.The system for pumping essentially incompressible objects comprises means for pumping a suspension containing a fluid and essentially incompressible objects into said pipeline.

Текучая среда суспензии содержит буровой раствор.The suspension fluid contains a drilling fluid.

Текучая среда суспензии содержит существенно облегченный буровой раствор.The suspension fluid contains substantially lightweight drilling fluid.

Текучая среда суспензии содержит воду.The suspension fluid contains water.

Средство для закачивания по существу несжимаемых объектов содержит средство для отделения по существу несжимаемых объектов от текучей среды суспензии перед закачиванием по существу несжимаемых объектов в столб бурового раствора, средство для закачивания отделенных по существу несжимаемых объектов в столб бурового раствора.The means for injecting substantially incompressible objects comprises means for separating the essentially incompressible objects from the suspension fluid before pumping the essentially incompressible objects into the mud column, means for pumping the separated essentially incompressible objects into the mud column.

Система содержит средство для возвращения отделенной текучей среды к поверхностному местоположению.The system comprises means for returning the separated fluid to a surface location.

Средство для возвращения отделенной текучей среды к поверхностному местоположению содержит обратную линию.The means for returning the separated fluid to a surface location comprises a return line.

Средство для возвращения отделенной текучей среды к поверхностному местоположению включает средство для подъема отделенной текучей среды по обратной линии.The means for returning the separated fluid to a surface location includes means for raising the separated fluid in a return line.

Средство для закачивания отделенных по существу несжимаемых объектов в столб бурового раствора включает насос.The means for pumping the separated substantially incompressible objects into the mud column includes a pump.

Средство для отделения по существу несжимаемых объектов включает сито с размером ячеек, меньшим чем размеры по существу несжимаемых объектов.Means for separating essentially incompressible objects includes a sieve with a mesh size smaller than the dimensions of essentially incompressible objects.

Средство для отделения по существу несжимаемых объектов содержит емкость, в которой поддерживается давление газа для образования водогазовой поверхности раздела, впуск для суспензии, расположенный в емкости ниже водогазовой поверхности раздела и соединенный с трубопроводом, выпуск для воды, расположенный в емкости ниже водогазовой поверхности раздела, выпуск для указанных объектов, расположенный в емкости выше водогазовой поверхности раздела и соединенный с местом для закачивания.The means for separating essentially incompressible objects comprises a container in which gas pressure is maintained to form a water-gas interface, a suspension inlet located in a vessel below the gas-gas interface and connected to the pipeline, a water outlet located in the vessel below the gas-water interface, outlet for these facilities, located in a tank above the gas-water interface and connected to the injection site.

Система содержит средство для отделения несжимаемых объектов от бурового раствора, возвращаемого из столба бурового раствора.The system comprises means for separating incompressible objects from the drilling fluid returned from the drilling fluid column.

Средство для отделения несжимаемых объектов от бурового раствора содержит сито для отделения несжимаемых объектов и бурового шлама от бурового раствора.The means for separating incompressible objects from the drilling fluid contains a sieve for separating incompressible objects and drill cuttings from the drilling fluid.

Сито имеет ячейки, размер которых меньше размера несжимаемых объектов.The sieve has cells whose size is smaller than the size of incompressible objects.

Средство для отделения несжимаемых объектов от бурового шлама включает емкость, по меньшей мере частично заполненную водой, предназначенную для приема несжимаемых объектов и бурового шлама, поступающих от сита.The means for separating incompressible objects from drill cuttings includes a tank at least partially filled with water, designed to receive incompressible objects and drill cuttings coming from the sieve.

Сито включает вибросито.The sieve includes a vibrating screen.

По существу несжимаемые объекты закачаны в водоотделяющую колонну с расходом, достаточным для снижения плотности бурового раствора в столбе до предварительно заданной плотности.Essentially incompressible objects are pumped into the riser at a flow rate sufficient to reduce the density of the drilling fluid in the column to a predetermined density.

Плотность р бурового раствора в столбе определяют согласно следующему уравнению:The density p of the drilling fluid in the column is determined according to the following equation:

где p_f - плотность бурового раствора, не содержащего по существу несжимаемые объекты;where p _f is the density of the drilling fluid that does not contain essentially incompressible objects;

p_s - плотность по существу несжимаемых объектов;p _s is the density of essentially incompressible objects;

ν - концентрация по существу несжимаемых объектов.ν is the concentration of essentially incompressible objects.

По существу несжимаемые объекты закачаны в столб бурового раствора в суспензии, содержащей смесь по существу несжимаемых объектов и бурового раствора, причем плотность р бурового раствора в водоотделяющей колонне определяют согласно следующему уравнению:Essentially incompressible objects are pumped into the mud column in a suspension containing a mixture of essentially incompressible objects and drilling fluid, the density p of the drilling fluid in the riser being determined according to the following equation:

где р_m - плотность бурового раствора, не содержащего по существу несжимаемые объекты;where p _m is the density of the drilling fluid that does not contain essentially incompressible objects;

p_s - плотность суспензии;p _s is the density of the suspension;

Q_m - расход бурового раствора;Q _m is the flow rate of the drilling fluid;

Q_s - расход суспензии.Q _s is the flow rate of the suspension.

Предварительно заданная плотность по существу равна плотности морской воды.The predefined density is substantially equal to the density of seawater.

По существу несжимаемые объекты содержат по существу сферические объекты.Essentially incompressible objects contain essentially spherical objects.

По существу несжимаемые объекты имеют наружный диаметр, составляющий около 100 мкм.Essentially incompressible objects have an outer diameter of about 100 microns.

По существу несжимаемые объекты содержат пустотелые стеклянные шарики.Essentially incompressible objects contain hollow glass balls.

Пустотелые стеклянные шарики имеют наружный диаметр, больший приблизительно 100 мкм.Hollow glass beads have an outer diameter larger than about 100 microns.

По существу несжимаемые объекты содержат пустотелые армированные пластиковые объекты.Essentially incompressible objects contain hollow reinforced plastic objects.

Согласно изобретению создан способ бурения скважины, имеющей забой скважины под морским дном, включающий создание столба бурового раствора над забоем скважины, ограничение части столба бурового раствора водоотделяющей колонной, соединяющей подводное морское устье скважины и поверхностное местоположение скважины, закачивание по существу несжимаемых объектов в столб бурового раствора в месте для закачивания, расположенном в водоотделяющей колонне вблизи подводного морского устья скважины, причем несжимаемые объекты имеют плотность, меньшую чем плотность бурового раствора.According to the invention, a method of drilling a well having a bottom hole beneath the seafloor is provided, comprising creating a column of drilling fluid above the bottom of the well, restricting a portion of the column of drilling fluid to a riser connecting the underwater sea mouth of the well and the surface location of the well, pumping substantially incompressible objects into the drilling mud column in the place for injection, located in the riser near the underwater mouth of the well, and incompressible objects have a density, lower than the density of the drilling fluid.

Закачивание по существу несжимаемых объектов включает подачу суспензии, содержащей по существу несжимаемые объекты и текучую среду суспензии, к месту для закачивания.Pumping substantially incompressible objects includes feeding a slurry containing substantially incompressible objects and a suspension fluid to the injection site.

Закачивание по существу несжимаемых объектов включает отделение по существу несжимаемых объектов от текущей среды суспензии перед закачиванием по существу несжимаемых объектов в столб бурового раствора.Pumping substantially incompressible objects involves separating substantially incompressible objects from the current suspension medium before pumping substantially incompressible objects into the mud column.

Способ включает отделение несжимаемых объектов от бурового раствора, возвращаемого из буровой скважины.The method includes separating incompressible objects from the drilling fluid returned from the borehole.

Способ включает отделение несжимаемых объектов и бурового шлама от бурового раствора.The method includes separating incompressible objects and drill cuttings from the drilling fluid.

Способ включает отделение несжимаемых объектов от бурового шлама.The method includes separating incompressible objects from drill cuttings.

Отделение несжимаемых объектов от бурового шлама включает выгрузку несжимаемых объектов и бурового шлама в емкость, по меньшей мере частично заполненную водой.Separating incompressible objects from drill cuttings involves discharging incompressible objects and drill cuttings into a container at least partially filled with water.

Способ включает извлечение несжимаемых объектов из емкости, по меньшей мере частично заполненной водой.The method includes extracting incompressible objects from a container at least partially filled with water.

Несжимаемые объекты подают к месту для закачивания по трубопроводу, расположенному вне водоотделяющей колонны.Incompressible objects are fed to the injection site via a pipeline located outside the riser.

Несжимаемые объекты подают к месту для закачивания по трубопроводу, расположенному внутри водоотделяющей колонны.Incompressible objects are fed to the injection site via a pipeline located inside the riser.

Трубопровод включает бурильную трубу.The pipeline includes a drill pipe.

Место для закачивания расположено в обсаженной части ствола буровой скважины.The injection site is located in the cased part of the borehole.

Несжимаемые объекты подают к месту для закачивания по трубопроводу, расположенному вне обсадной колонны обсаженной части ствола буровой скважины.Incompressible objects are fed to the injection site via a pipeline located outside the casing of the cased part of the borehole.

Несжимаемые объекты подают к месту для закачивания по трубопроводу, расположенному внутри обсадной колонны обсаженной части ствола буровой скважины.Incompressible objects are fed to the injection site via a pipeline located inside the casing of the cased part of the borehole.

Место для закачивания расположено на необсаженной части ствола скважины.The injection site is located on the uncased part of the wellbore.

Указанные объекты подают к месту для закачивания по трубопроводу, расположенному в необсаженной части ствола скважины.These facilities are fed to the injection site via a pipeline located in the uncased portion of the wellbore.

Несжимаемые объекты закачивают с расходом, достаточным для достижения предварительно заданного градиента давления бурового раствора в части столба бурового раствора.Incompressible objects are pumped at a rate sufficient to achieve a predetermined pressure gradient of the drilling fluid in the portion of the drilling fluid column.

Несжимаемые объекты закачивают с расходом, достаточным для достижения предварительно заданной плотности бурового раствора в столбе выше места для закачивания.Incompressible objects are pumped at a rate sufficient to achieve a predetermined density of the drilling fluid in the column above the site for pumping.

49. Способ по п.29, в котором по существу несжимаемые объекты закачивают в столб бурового раствора в суспензии, содержащей смесь по существу несжимаемых объектов и текучей среды суспензии, и плотность р бурового раствора в столбе определяют согласно следующему уравнению:49. The method according to clause 29, in which essentially incompressible objects are pumped into the mud column in a suspension containing a mixture of essentially incompressible objects and suspension fluid, and the density p of the drilling fluid in the column is determined according to the following equation:

р_s - плотность суспензии;p _s is the density of the suspension;

Q_s - расход суспензии.Q _s is the flow rate of the suspension.

Плотность несжимаемых объектов меньше плотности воды.The density of incompressible objects is less than the density of water.

Согласно изобретению создана система для регулирования градиента давления в столбе бурового раствора над забоем скважины, часть которого ограничена водоотделяющей колонной, соединяющей подводное морское устье скважины и поверхностное местоположение скважины, содержащая трубопровод, подсоединенный между поверхностным местоположением и местом для закачивания в водоотделяющей колонне вблизи подводного морского устья скважины, систему для закачивания в трубопровод суспензии, содержащей смесь по существу несжимаемых объектов и текучей среды суспензии, причем несжимаемые объекты имеют плотность, меньшую чем плотность бурового раствора.According to the invention, a system for controlling a pressure gradient in a mud column above a bottom of a well, a part of which is limited by a riser connecting a subsea wellhead and a surface location of a well, is provided, comprising a pipeline connected between a surface location and an injection site in a riser near a subsea wellhead wells, a system for pumping into a pipeline a slurry containing a mixture of substantially incompressible objects and fluid suspension media, and incompressible objects have a density lower than the density of the drilling fluid.

Система содержит средство для отделения по существу несжимаемых объектов от текучей среды суспензии перед закачиванием по существу несжимаемых объектов в столб бурового раствора, средство для закачивания отделенных по существу несжимаемых объектов в столб бурового раствора.The system comprises means for separating substantially incompressible objects from the suspension fluid prior to pumping substantially incompressible objects into the mud column, means for pumping separated substantially incompressible objects into the mud column.

Система содержит средство для возврата отделенной текучей среды к поверхностному местоположению.The system comprises means for returning the separated fluid to a surface location.

Средство для возврата отделенной текучей среды к поверхностному местоположению включает обратную линию.The means for returning the separated fluid to a surface location includes a return line.

Средство для возврата отделенной текучей среды к поверхностному местоположению включает средство для подъема отделенной текучей среды по обратной линии.The means for returning the separated fluid to a surface location includes means for raising the separated fluid in a reverse line.

Средство для отделения по существу несжимаемых объектов включает емкость, в которой поддерживается давление газа для образования водогазовой поверхности раздела, впуск для суспензии, расположенный в емкости ниже водогазовой поверхности раздела и соединенный с трубопроводом, выпуск для воды, расположенный в емкости ниже водогазовой поверхности раздела, выпуск для объектов, расположенный в емкости выше водогазовой поверхности раздела и соединенный с местом для закачивания.The means for separating essentially incompressible objects includes a container in which gas pressure is maintained to form a gas-water interface, a suspension inlet located in a vessel below the gas-gas interface and connected to the pipeline, a water outlet located in the vessel below the gas-water interface, outlet for objects located in a tank above the gas-water interface and connected to the injection site.

Ячейки сита имеют размер, меньший чем размер несжимаемых объектов.Sieve cells have a size smaller than the size of incompressible objects.

Средство для отделения несжимаемых объектов от бурового шлама включает емкость, по меньшей мере частично заполненную водой, предназначенную для приема несжимаемых объектов и бурового шлама от сита.The means for separating incompressible objects from drill cuttings includes a tank at least partially filled with water, designed to receive incompressible objects and drill cuttings from a sieve.

Сито содержит вибросито.The sieve contains a vibrating sieve.

По существу несжимаемые объекты закачаны в водоотделяющую колонну с расходом, достаточным для снижения плотности бурового раствора в столбе выше места для закачивания до предварительно заданной плотности.Essentially incompressible objects are pumped into the riser at a flow rate sufficient to reduce the density of the drilling fluid in the column above the injection site to a predetermined density.

Плотность р бурового раствора в столбе выше места для закачивания определяют согласно следующему уравнению:The density p of the drilling fluid in the column above the place for injection is determined according to the following equation:

Суспензию закачивают в столб бурового раствора и плотность р бурового раствора в водоотделяющей колонне определяют согласно следующему уравнению:The suspension is pumped into the mud column and the density p of the drilling fluid in the riser is determined according to the following equation:

Q_s - расход суспензии.Q _s is the flow rate of the suspension.

По существу несжимаемые объекты содержат по существу сферические пустотелые объекты.Essentially incompressible objects contain essentially spherical hollow objects.

По существу сферические пустотелые объекты имеют наружный диаметр, больший приблизительно 100 мкм.Essentially spherical hollow objects have an outer diameter greater than about 100 microns.

Трубопровод расположен вне водоотделяющей колонны.The pipeline is located outside the riser.

Трубопровод расположен внутри водоотделяющей колонны.The pipeline is located inside the riser.

Трубопровод расположен вне обсадной колонны обсаженной части ствола буровой скважины.The pipeline is located outside the casing of the cased part of the borehole.

Трубопровод расположен внутри обсадной колонны обсаженной части ствола буровой скважины.The pipeline is located inside the casing of the cased part of the borehole.

Место для закачивания расположено в необсаженной части ствола скважины.The injection site is located in the uncased portion of the wellbore.

Трубопровод расположен в необсаженной части ствола скважины.The pipeline is located in the uncased part of the wellbore.

Далее приводится подробное описание изобретения со ссылками на чертежи, на которых изображено следующее.The following is a detailed description of the invention with reference to the drawings, which depict the following.

Фиг.1 изображает схематический вид системы согласно настоящему изобретению.Figure 1 depicts a schematic view of a system according to the present invention.

Фиг.2 - систему согласно настоящему изобретению, в которую закачивают суспензию, содержащую буровой раствор.Figure 2 - system according to the present invention, into which a suspension containing drilling fluid is pumped.

Фиг.3 - систему согласно настоящему изобретению, в которую закачивают суспензию, содержащую морскую воду.Figure 3 - system according to the present invention, into which a suspension containing sea water is pumped.

Фиг.4 - детали одного варианта системы согласно настоящему изобретению, в которую закачивают суспензию, содержащую морскую воду.4 is a detail of one embodiment of a system according to the present invention into which a suspension containing sea water is pumped.

Фиг.5 - детали альтернативного варианта исполнения системы согласно настоящему изобретению, в которую закачивают суспензию, содержащую морскую воду.5 is a detail of an alternative embodiment of a system according to the present invention into which a suspension containing sea water is pumped.

Фиг.6 - детали альтернативного варианта исполнения системы согласно настоящему изобретению, в которую закачивают суспензию, содержащую буровой раствор.6 is a detail of an alternative embodiment of a system according to the present invention into which a suspension containing drilling fluid is pumped.

Фиг.7 - систему для извлечения несжимаемых объектов согласно настоящему изобретению.7 is a system for extracting incompressible objects according to the present invention.

Фиг.8 - альтернативный вариант исполнения системы, в котором суспензию, содержащую первичный буровой раствор и несжимаемые объекты, подают к месту для закачивания по бурильной колонне.Fig. 8 is an alternative embodiment of a system in which a suspension containing a primary drilling fluid and incompressible objects is supplied to a pumping site through a drill string.

Фиг.9 - альтернативный вариант исполнения системы, в котором несжимаемые объекты подают к месту для закачивания по колонне, концентричной бурильной колонне.Fig. 9 is an alternative embodiment of a system in which incompressible objects are supplied to a pumping site along a drill string, concentric drill string.

Фиг.10 - альтернативный вариант исполнения системы, в котором несжимаемые объекты подают к месту для закачивания по паразитной колонне, расположенной в обсадной колонне.Figure 10 is an alternative embodiment of a system in which incompressible objects are fed to a pumping station via a parasite located in the casing.

На фиг.1 показано буровое судно 11 или другое основание для морского бурения. Специалистам в данной области понятно, что фигуры являются по сути схематическими и выполнены не в масштабе. Буровое судно 11 предназначено для выполнения бурения в открытом море согласно способу, известному специалистам в данной области. Водоотделяющая колонна 13 для бурения установлена между буровым судном 11 и подводным морским устьем 15 скважины с блоком противовыбросовых превенторов.Figure 1 shows a drilling vessel 11 or another base for offshore drilling. Specialists in this field it is clear that the figures are essentially schematic and not made to scale. Drilling vessel 11 is designed to perform offshore drilling according to a method known to specialists in this field. A riser 13 for drilling is installed between the drilling vessel 11 and the underwater sea mouth 15 of the well with a block of blowout preventers.

С бурового судна 11 выполняют бурение с использованием колонны 17 бурильных труб, присоединенных с поверхности к забойному оборудованию 19, присоединенному к буровому долоту 21. Соответствующий подъемный механизм (не показан) установлен на буровом судне 11 для подъема и опускания бурильной трубы 17 так, чтобы создавать нагрузку на долото 21. Кроме того, на буровом судне 11 предусмотрено вращательное оборудование (не показано), например стол бурового ротора или верхний привод, для сообщения вращательного движения долоту 21.Drilling is performed from the drilling vessel 11 using a drill pipe string 17 connected from the surface to the downhole equipment 19 connected to the drill bit 21. A corresponding lifting mechanism (not shown) is mounted on the drilling vessel 11 to raise and lower the drill pipe 17 so as to create the load on the bit 21. In addition, rotary equipment (not shown), such as a drill rotor table or top drive, is provided on the drilling vessel 11 for communicating rotational movement of the bit 21.

Способом, известным специалистам в данной области, обеспечивают циркуляцию бурового раствора вниз по колонне 17 бурильных труб и забойному оборудованию 19 через долото 21 и вверх по буровой скважине 23 и водоотделяющей колонне 13 назад к буровому судну 11. Система циркуляции бурового раствора включает грязевой насос 25. Нагнетательный канал грязевого насоса 25 соединен с трубопроводом 27, соединенным с колонной 17 бурильных труб посредством вертлюга 29.By a method known to those skilled in the art, the drilling fluid is circulated down the drill pipe string 17 and downhole equipment 19 through the bit 21 and up the drill hole 23 and the riser 13 back to the drilling ship 11. The mud circulation system includes a mud pump 25. The injection channel of the mud pump 25 is connected to a pipe 27 connected to the drill pipe string 17 by means of a swivel 29.

Согласно настоящему изобретению буровой раствор в водоотделяющей колонне 13 легче, чем буровой раствор в кольцевом пространстве или в колонне 17 бурильных труб. Давление в нижней части колонны 17 бурильных труб больше, чем давление в кольцевом пространстве в нижней части буровой скважины 23. Перепад давления в нижней части буровой скважины может привести к потоку раствора из-за того, что эти каналы являются сообщающимися, когда выключают грязевой насос 25, например когда добавляют трубы в колонну 17 бурильных труб. В соответствии с этим, в колонну 17 бурильных труб может быть встроен клапан 30 для предотвращения потока раствора, когда выключают грязевой насос 25. Клапан 30 в колонне бурильных труб должен обеспечивать возможность протекания потока при минимальном падении давления, когда буровой раствор нагнетают вниз по колонне 17 бурильных труб, в то же время препятствуя прохождению потока, когда грязевой насос 25 выключают.According to the present invention, the drilling fluid in the riser 13 is lighter than the drilling fluid in the annular space or in the drill pipe string 17. The pressure in the lower part of the drill pipe string 17 is greater than the pressure in the annular space in the lower part of the borehole 23. The differential pressure in the lower part of the borehole can lead to a flow of the solution because these channels are connected when the mud pump 25 is turned off for example, when pipes are added to the drill pipe string 17. Accordingly, a valve 30 can be integrated in the drill pipe string 17 to prevent mud flow when the mud pump 25 is turned off. The valve 30 in the drill pipe string must allow flow to occur with minimal pressure drop when the drilling fluid is pumped down the string 17 drill pipes, while obstructing the flow when the mud pump 25 is turned off.

Отработанный буровой раствор, возвращаемый на буровое судно 11 по водоотделяющей колонне 13, очищают с использованием системы для удаления твердых частиц, которая включает обычное вибросито 31. Очищенный буровой раствор собирают в резервуаре 33, соединенном трубопроводом 35 с всасывающим каналом грязевого насоса 25.Spent drilling fluid returned to the drilling vessel 11 via a riser 13 is cleaned using a particulate removal system that includes a conventional vibrating screen 31. The cleaned drilling fluid is collected in a reservoir 33 connected by a pipe 35 to the suction channel of the mud pump 25.

Согласно настоящему изобретению система предназначена для закачивания плавучих несжимаемых объектов в водоотделяющую колонну 13 вблизи устья скважины 15. На фигурах несжимаемые объекты изображены в виде маленьких кружков. В предпочтительном варианте исполнения плавучие по существу несжимаемые объекты содержат по существу сферические объекты, имеющие диаметр, больший приблизительно 100 мкм, чтобы их можно было отделять от бурового раствора, используя обычное вибросито с размером ячейки 0,149 мм. Предпочтительно объекты имеют плотность менее приблизительно 0,5 г/см³. Кроме того, объекты должны иметь достаточную прочность, чтобы противостоять давлению, которому они подвергаются на максимальной глубине моря, при которой используют систему согласно настоящему изобретению. Примерами подходящих объектов являются пустотелые стеклянные шарики, выпускаемые фирмой 3М Company под торговой маркой Scotchlite™ и Minispheres™, поставляемые фирмой Balmoral Group International, Inc. (США, шт. Техас, г. Хьюстон). Пустотелые стеклянные шарики Scotchlite™ обладают удельной плотностью около 0,38 г/см³ и они могут использоваться на глубине до 2743,1 м. Пустотелые стеклянные шарики Minispheres™ являются пустотелыми в основном сферическими телами, обычно диаметром 10 мм, которые изготавливают из эпоксидной смолы, армированной волокном. Объекты Minispheres™, армированные углеродным волокном, имеют удельную плотность в пределах около 0,43-0,66 г/см³ и могут использоваться на глубине до 4571,9 м.According to the present invention, the system is designed to pump floating incompressible objects into the riser 13 near the wellhead 15. In the figures, incompressible objects are shown as small circles. In a preferred embodiment, floating substantially incompressible objects comprise substantially spherical objects having a diameter greater than about 100 microns so that they can be separated from the drilling fluid using a conventional vibrating screen with a mesh size of 0.149 mm. Preferably, the objects have a density of less than about 0.5 g / cm ³ . In addition, the objects must be of sufficient strength to withstand the pressure to which they are exposed at the maximum depth of the sea at which the system of the present invention is used. Examples of suitable objects are hollow glass balls sold by 3M Company under the Scotchlite ™ trademark and Minispheres ™ sold by Balmoral Group International, Inc. (USA, Texas; Houston). Hollow Scotchlite ™ glass balls have a specific gravity of about 0.38 g / cm ³ and can be used up to a depth of 2743.1 m. Minispheres ™ hollow glass balls are mostly hollow spherical bodies, typically 10 mm in diameter, made from epoxy resin reinforced with fiber. Carbon fiber reinforced Minispheres ™ objects have a specific gravity in the range of about 0.43-0.66 g / cm ³ and can be used at depths of up to 4,571.9 m.

Согласно настоящему изобретению несжимаемые объекты закачивают в водоотделяющую колонну 13 в виде суспензии, содержащей буровой раствор или морскую воду. Суспензию нагнетают с бурового судна 11 к месту 41 для закачивания в водоотделяющей колонне 13 по трубопроводу 43, соединенному с нагнетательным каналом насоса 45, который может быть обычным грязевым насосом. В системе для закачивания в трубопроводе 43 рядом с местом 41 для закачивания вмонтирован подходящий клапан 47.According to the present invention, incompressible objects are pumped into the riser 13 in the form of a suspension containing drilling fluid or sea water. The suspension is pumped from the drilling vessel 11 to the injection site 41 in the riser 13 through a pipe 43 connected to the discharge channel of the pump 45, which can be a conventional mud pump. A suitable valve 47 is mounted in the injection system in the pipe 43 near the injection site 41.

Суспензию предпочтительно готовят в смесительном резервуаре 51, соединенном с всасывающим каналом насоса 45 трубопроводом 53. Как будет более подробно рассмотрено ниже, состав суспензии и подачу ее при закачивания объектов в водоотделяющую колонну 13 контролируют для того, чтобы обеспечивать требуемую плотность бурового раствора в водоотделяющей колонне 13. По мере закачивания объектов в водоотделяющую колонну 13 несжимаемые объекты смешиваются с буровым раствором в водоотделяющей колонне 13, таким образом уменьшая плотность раствора в водоотделяющей колонне 13 над местом 41 для закачивания.The suspension is preferably prepared in a mixing tank 51 connected to the suction channel of the pump 45 by a pipe 53. As will be described in more detail below, the composition of the suspension and its supply when pumping objects into the riser 13 is controlled in order to ensure the required density of the drilling fluid in the riser 13 As the objects are pumped into the riser 13, incompressible objects are mixed with the drilling fluid in the riser 13, thereby reducing the density of the solution in water a separating column 13 above the injection site 41.

Смесь бурового раствора и объектов поднимается вверх в водоотделяющей колонне 13 к буровому судну 11 к отклонителю. Буровой раствор с объектами и буровой шлам отводят от отклонителя по трубопроводу 55 к виброситу 31. На вибросите отделяют объекты и твердые частицы шлама от бурового раствора. Очищенный буровой раствор проходит через вибросито 31 в резервуар 33 для бурового раствора, а объекты и твердые частицы шлама отводят от вибросита 31 в отстойник 57. Несжимаемые объекты выбирают из отстойника 57 и направляют в смесительный резервуар 51 по трубопроводу 59. В варианте исполнения настоящего изобретения, в котором используют суспензию, содержащую буровой раствор, буровой раствор можно подавать в смесительный резервуар 51 по трубопроводу 61, соединенному с резервуаром 33 для бурового раствора или с отдельным источником бурового раствора, например "исходного бурового раствора". В варианте исполнения настоящего изобретения, в котором используют суспензию, содержащую морскую воду, трубопровод 61 соединен с источником морской воды.A mixture of drilling fluid and objects rises in the riser 13 to the drill 11 to the diverter. Drilling fluid with objects and drill cuttings is diverted from the deflector through a pipe 55 to the vibrating screen 31. On the vibrating screen, objects and solid particles of the cuttings are separated from the drilling fluid. The cleaned drilling fluid passes through a vibrating screen 31 to the mud reservoir 33, and objects and solid particles of the sludge are removed from the vibrating screen 31 to the sump 57. Incompressible objects are selected from the sump 57 and sent to the mixing tank 51 through pipeline 59. In an embodiment of the present invention, in which a suspension containing drilling fluid is used, the drilling fluid can be supplied to the mixing tank 51 through a pipe 61 connected to the drilling fluid reservoir 33 or to a separate source of drilling fluid pa, e.g. "source mud". In an embodiment of the present invention in which a suspension containing sea water is used, conduit 61 is connected to a source of sea water.

На фиг.2 показаны детали системы согласно настоящему изобретению для закачивания суспензии, содержащей буровой раствор. Как показано на фиг.2, трубопровод 43 присоединен к водоотделяющей колонне 13 в месте 41 для закачивания. Суспензию из несжимаемых объектов и бурового раствора просто закачивают в водоотделяющую колонну 13 в месте 41 для закачивания. Давление, создаваемое насосом 45 (фиг.1), выбирают так, чтобы оно было больше гидростатического давления в водоотделяющей колонне 13 около места 41 для закачивания. В трубопроводе 43 установлен соответствующий обратный клапан (на фиг.2 не показан) так, чтобы буровой раствор не вытекал обратно в трубопровод 43.Figure 2 shows details of a system according to the present invention for pumping a suspension containing drilling fluid. As shown in FIG. 2, a pipe 43 is connected to the riser 13 at the injection site 41. A suspension of incompressible objects and drilling fluid is simply pumped into a riser 13 at a pumping point 41. The pressure created by the pump 45 (Fig. 1) is chosen so that it is greater than the hydrostatic pressure in the riser 13 near the injection site 41. A corresponding check valve (not shown in FIG. 2) is installed in the pipe 43 so that the drilling fluid does not flow back into the pipe 43.

Согласно настоящему изобретению буровой раствор, используемый для образования суспензии, может быть легче бурового раствора в первичной системе бурового раствора. Благодаря разбавлению, чем легче буровой раствор в сравнении с суспензией, тем больше может быть снижена плотность бурового раствора в водоотделяющей колонне 13. Плотность текущей среды суспензии может быть снижена путем удаления утяжеляющего материала из первичного бурового раствора до приготовления суспензии. В альтернативном варианте исполнения может быть приготовлен отдельный легкий исходный буровой раствор для суспензии. В любом случае следует правильно подобрать плотность первичного бурового раствора до нагнетания его обратно вниз в колонну бурильных труб.According to the present invention, the drilling fluid used to form the suspension may be lighter than the drilling fluid in the primary drilling fluid system. Due to dilution, the lighter the drilling fluid compared to the suspension, the more the density of the drilling fluid in the riser 13 can be reduced. The density of the current medium of the suspension can be reduced by removing weighting material from the primary drilling fluid before preparing the suspension. In an alternative embodiment, a separate lightweight slurry feed stock may be prepared. In any case, you should correctly select the density of the primary drilling fluid before it is pumped back down into the drill pipe string.

На фиг.3 показана система согласно настоящему изобретению для закачивания суспензии, содержащей морскую воду. По трубопроводу 43 подают смесь морской воды и объектов через систему 71 для отделения и закачивания. Система 71 подробно описана со ссылками на фиг.4 и 5. Выпуск системы 71 присоединен к месту 41 для закачивания посредством трубопровода 73. Буровой раствор может быть подан из водоотделяющей колонны 13 в трубопровод 43 или в систему 71 через соответствующий трубопровод 75, изображенный пунктирными линиями.Figure 3 shows a system according to the present invention for pumping a suspension containing sea water. Pipeline 43 serves a mixture of sea water and objects through system 71 for separation and injection. The system 71 is described in detail with reference to FIGS. 4 and 5. The outlet of the system 71 is connected to the injection site 41 via a pipe 73. The drilling fluid can be supplied from the riser 13 to the pipe 43 or to the system 71 through the corresponding pipe 75, shown in broken lines .

На фиг.4 показан один вариант исполнения системы согласно настоящему изобретению, в котором используют суспензию, содержащую морскую воду. На фиг.4 система 71а для отделения и закачивания включает отклоняющий трубопровод 77, соединенный с трубопроводом 43 для подачи суспензии. Сито 79, имеющее размер ячейки, меньший диаметра несжимаемых объектов, расположено между трубопроводом 43 для подачи суспензии и отклоняющим трубопроводом 77. С помощью сита 79 отделяют объекты от морской воды. Морскую воду отводят по отклоняющему трубопроводу 77.Figure 4 shows one embodiment of a system according to the present invention in which a suspension containing sea water is used. 4, a separation and injection system 71a includes a deflecting line 77 connected to a slurry supply line 43. A sieve 79 having a mesh size smaller than the diameter of incompressible objects is located between the slurry supply pipe 43 and the deflecting pipe 77. Using a sieve 79, objects are separated from sea water. Sea water is diverted via a deflection pipe 77.

Отделенные объекты направляют к всасывающему каналу насоса, который на проиллюстрированном варианте исполнения является насосом Moineau 81. Насосы Moineau хорошо известны специалистам в данной области, и они работают на принципе последовательного перемещения полости и содержат геликоидальную винтовую пару, из которой один элемент является ротором, а другой - статором.Separated objects are directed to the suction channel of the pump, which in the illustrated embodiment is the Moineau 81 pump. Moineau pumps are well known to specialists in this field, and they operate on the principle of successive movement of the cavity and contain a helicoidal screw pair, of which one element is a rotor and the other - a stator.

Нагнетательный канал насоса Moineau 81 соединен с местом 41 для закачивания. Трубопровод 75 присоединен к всасывающей стороне насоса Moineau 81 для подачи бурового раствора из водоотделяющей колонны 13 к всасывающему каналу насоса Moineau 81. Насос Moineau 81 можно приводить в действие текучей средой, нагнетаемой вниз по трубопроводу 43, с объектами, таким образом исключая необходимость в отдельной электрической или гидравлической линии, проходящей с поверхности. С помощью насоса Moineau 81 образуют суспензию из бурового раствора и несжимаемых объектов и закачивают эту суспензию в водоотделяющую колонну 13 в месте 41 для закачивания. Хотя насос в проиллюстрированном варианте исполнения является насосом Moineau, специалистам в данной области должно быть понятно, что согласно настоящему изобретению может быть использован любой подходящий насос, например лопастной, поршневой, диафрагменный, центрифугальный и т.п.The discharge channel of the Moineau 81 pump is connected to the injection site 41. A pipe 75 is connected to the suction side of the Moineau 81 pump for supplying drilling fluid from the riser 13 to the suction channel of the Moineau 81 pump. The Moineau 81 pump can be driven by fluid pumping down the pipe 43 with objects, thereby eliminating the need for a separate electrical or a hydraulic line running from the surface. Using a Moineau 81 pump, a suspension of drilling fluid and incompressible objects is formed and the suspension is pumped into the riser 13 at the injection site 41. Although the pump in the illustrated embodiment is a Moineau pump, those skilled in the art will appreciate that any suitable pump, such as a vane, piston, diaphragm, centrifugal, and the like, can be used according to the present invention.

На фиг.5 показана альтернативная система 71b для закачивания. Система 71b для закачивания включает емкость 85, расположенную вблизи дна моря рядом с местом 41 для закачивания. Емкость 85 включает впуск 87 для суспензии, соединенный с трубопроводом 43 для приема суспензии, содержащей морскую воду. Емкость 85 включает выпуск 89 для морской воды, расположенный выше впуска 87. Емкость 85 также содержит выпуск 91 для объектов, расположенный выше выпуска 89 для морской воды. Емкость 89 частично находится под давлением газа так, чтобы образовывать водогазовую поверхность раздела над выпуском 89 для морской воды. Как показано на фиг.5, суспензия, содержащая морскую воду, поступает в емкость 85 через впуск 87. Несжимаемые объекты, обладая плавучестью, всплывают в емкости 85 к водогазовой поверхности раздела, таким образом отделяясь от морской воды. Отделенная морская вода вытекает из емкости 85 через выпуск 89 для морской воды. Несжимаемые объекты собирают и закачивают в водоотделяющую колонну 13 соответствующим закачивающим устройством 93. Закачивающее устройство 93 может быть насосом Moineau или подобным устройством.5 shows an alternative injection system 71b. The injection system 71b includes a container 85 located near the bottom of the sea near the injection site 41. Capacity 85 includes a suspension inlet 87 connected to a conduit 43 for receiving a suspension containing sea water. Capacity 85 includes an outlet 89 for sea water located above inlet 87. Capacity 85 also includes an outlet 91 for objects located above outlet 89 for sea water. The vessel 89 is partially under gas pressure so as to form a gas-water interface above the sea water outlet 89. As shown in FIG. 5, the suspension containing sea water enters the tank 85 through the inlet 87. Incompressible objects, with buoyancy, float in the tank 85 to the water-gas interface, thereby separating from the sea water. Separated seawater flows from tank 85 through seawater outlet 89. Incompressible objects are collected and pumped into the riser 13 by a suitable injection device 93. The injection device 93 may be a Moineau pump or the like.

На фиг.6 показана альтернативная система отделения и закачивания согласно настоящему изобретению, в которой объекты нагнетают с поверхности в суспензии бурового раствора, в которой буровой раствор может быть такого же состава и плотности, что и исходный буровой раствор, или она может являться исходным буровым раствором. Исходный буровой раствор - это смесь воды или синтетического масла, не содержащая утяжелителя. Система отделения и закачивания, показанная на фиг.6, подобна системе, показанной на фиг.4, в которой используют суспензию, содержащую морскую воду, за исключением того, что отделенный буровой раствор возвращают на поверхность. Система 71с для отделения и закачивания включает отклоняющий трубопровод 77с, соединенный с трубопроводом 43 для подачи суспензии. Сито 79с, имеющее размер ячейки меньше, чем диаметр несжимаемых объектов, расположено между трубопроводом 43 для подачи суспензии и отклоняющим трубопроводом 77с. С помощью сита 79с отделяют объекты от бурового раствора. Отделенный буровой раствор возвращают на поверхность по возвратной линии 80, соединенной с отклоняющим трубопроводом 77с.6 shows an alternative separation and injection system according to the present invention, in which objects are injected from the surface in a suspension of drilling fluid, in which the drilling fluid may be of the same composition and density as the original drilling fluid, or it may be the original drilling fluid . The original drilling fluid is a mixture of water or synthetic oil that does not contain a weighting agent. The separation and injection system shown in FIG. 6 is similar to the system shown in FIG. 4 in which a suspension containing sea water is used, except that the separated drilling fluid is returned to the surface. The separation and injection system 71c includes a deflecting line 77c connected to the slurry supply line 43. A sieve 79c having a mesh size smaller than the diameter of incompressible objects is disposed between the slurry supply pipe 43 and the deflecting pipe 77c. Using a sieve 79c, objects are separated from the drilling fluid. The separated drilling fluid is returned to the surface via a return line 80 connected to the deflection pipe 77c.

Соответствующий глубинный насос 82 может быть установлен в возвратной линии 80 для обеспечения подъема отделенного бурового раствора на поверхность. В альтернативном варианте исполнения газлифт или другие подходящие средства могут быть использованы для обеспечения подъема бурового раствора на поверхность. В другом альтернативном варианте исполнения может быть установлен дроссель 84 вблизи всасывающего канала насоса 81 для создания перепада давления в потоке к водоотделяющей колонне 13, таким образом обеспечивая возможность возвращения на поверхность отделенного бурового раствора под действием насоса 45 (фиг.1) для подачи суспензии, расположенного на поверхности, и без насоса 82. В таких условиях необходим дроссель 84, в противном случае не будет достаточно давления у дна моря для того, чтобы нагнетать буровой раствор назад на поверхность из-за эффекта сообщающихся каналов, так как буровой раствор в возвратной линии 80 тяжелее суспензии в трубопроводе 43.A corresponding submersible pump 82 may be installed in the return line 80 to allow the separated drilling fluid to rise to the surface. In an alternative embodiment, a gas lift or other suitable means can be used to allow the drilling fluid to rise to the surface. In another alternative embodiment, a throttle 84 can be installed near the suction channel of the pump 81 to create a differential pressure in the flow to the riser 13, thereby allowing the separated drilling fluid to return to the surface under the action of the pump 45 (FIG. 1) to supply the suspension located on the surface, and without a pump 82. Under such conditions, a throttle 84 is needed, otherwise there will not be enough pressure at the bottom of the sea to pump the drilling fluid back to the surface due to ffekta communicating channels as the drilling fluid in the return line 80 are heavier than the slurry in the conduit 43.

Отделенные объекты собираются у всасывающего канала насоса, который в проиллюстрированном варианте исполнения является насосом Moineau 81с. Концентрацию объектов предпочтительно максимизировать уравновешиванием расхода потока глубинного насоса 82 расходом потока жидкого компонента насоса 45 для подачи суспензии. Например, если суспензию, содержащую 50 объем.% объектов, нагнетают вниз по трубопроводу 43 с расходом 800 г/мин, то расход потока объектов составит 400 г/мин и расход потока текучей среды составит 400 г/мин. Если глубинный насос 82 нагнетает отделенный буровой раствор с расходом 400 г/мин, то концентрация сфер на всасывающем канале насоса Moineau 81с составит по существу 100%. Расстояние между объектами, закачиваемыми в водоотделяющую колонну 13, может быть заполнено буровым раствором, отведенным из водоотделяющей колонны 13 по трубопроводу 86, изображенному пунктирными линиями и соединенному с нагнетательным каналом насоса Moineau 81с.Separated objects are collected at the suction channel of the pump, which in the illustrated embodiment is a Moineau 81c pump. The concentration of the objects is preferably maximized by balancing the flow rate of the downhole pump 82 with the flow rate of the liquid component of the pump 45 for feeding the slurry. For example, if a slurry containing 50 vol.% Of objects is pumped down line 43 with a flow rate of 800 g / min, then the flow rate of the objects will be 400 g / min and the flow rate of the fluid will be 400 g / min. If the downhole pump 82 pumps the separated drilling fluid at a flow rate of 400 g / min, then the concentration of spheres on the suction channel of the Moineau pump 81c will be substantially 100%. The distance between the objects pumped into the riser 13 may be filled with drilling fluid withdrawn from the riser 13 through a pipe 86, shown in broken lines and connected to the discharge channel of the Moineau pump 81c.

Нагнетательный канал насоса Moineau 81с соединен с местом 43 для закачивания. Насос Moineau 81с может приводиться в действие потоком текучей среды, подаваемой вниз по трубопроводу 43 с объектами, таким образом исключая необходимость в отдельной электрической или гидравлической линиях, проводимых с поверхности. Хотя насос в проиллюстрированном варианте исполнения является насосом Moineau, специалистам в данной области должно быть понятно, что согласно настоящему изобретению может быть использован любой подходящий насос, например лопастной, поршневой, диафрагменный, центрифугальный и т.п.The discharge channel of the Moineau 81c pump is connected to the injection site 43. The Moineau pump 81c may be driven by a fluid stream supplied downstream of the object conduit 43, thereby eliminating the need for a separate electrical or hydraulic line from the surface. Although the pump in the illustrated embodiment is a Moineau pump, those skilled in the art will appreciate that any suitable pump, such as a vane, piston, diaphragm, centrifugal, and the like, can be used according to the present invention.

Плотность исходного бурового раствора существенно меньше плотности утяжеленного бурового раствора (например, 1,08 г/см³против 1,68 г/см³). Исходный буровой раствор имеет тот же химический состав, что и утяжеленный буровой раствор. Таким образом малое количество исходного бурового раствора, закачиваемого в водоотделяющую колонну со сферами, не загрязняет буровой раствор в водоотделяющей колонне 13.The density of the original drilling fluid is significantly lower than the density of the weighted drilling fluid (for example, 1.08 g / cm ³ versus 1.68 g / cm ³ ). The original drilling fluid has the same chemical composition as the weighted drilling fluid. Thus, a small amount of the original drilling fluid injected into the spacer column with spheres does not contaminate the mud in the spout 13.

Система возврата отделенной текучей среды такого типа, которая показана на фиг.6, может быть использована вместе с системой, в которой используют суспензию, содержащую морскую воду, для удовлетворения любых требований, связанных с защитой окружающей среды. В такой системе отделенная морская вода скорее должна быть возвращена на поверхность, чем сброшена в океан вблизи устья скважины. Возвращаемую морскую воду можно повторно использовать для образования суспензии или ее можно переработать перед ее сбросом в океан.The return fluid system of the type shown in FIG. 6 can be used in conjunction with a system using a suspension containing sea water to meet any environmental requirements. In such a system, the separated seawater should rather be returned to the surface than discharged into the ocean near the wellhead. Returned seawater can be reused to form a slurry, or it can be recycled before being discharged into the ocean.

На фиг.7 показаны детали системы отделения бурового шлама и несжимаемых объектов от бурового раствора. Буровой раствор, возвращаемый из водоотделяющей колонны 13, подают на поверхность вибросита 31. Как хорошо известно специалистам в данной области, с помощью вибросита 31 отделяют от бурового раствора твердые частицы, имеющие размер, больший, чем определенный размер. Отделенный буровой раствор проходит сквозь вибросито 31 в резервуар 33 для бурового раствора. Отделенные твердые частицы, включая несжимаемые объекты и буровой шлам, направляют поверх вибросита 31 в резервуар 57. Резервуар 57 частично заполняют водой. В результате шлам оседает на дно, а несжимаемые объекты всплывают, и таким образом отделяют несжимаемые объекты от бурового шлама. Буровой шлам собирают со дна резервуара 57 для вывоза в отвал. Несжимаемые объекты собирают с поверхности резервуара 57 для повторного введения в водоотделяющую колонну 13.7 shows details of a system for separating drill cuttings and incompressible objects from a drilling fluid. The drilling fluid returned from the riser 13 is fed to the surface of the vibrating screen 31. As is well known to those skilled in the art, solid particles having a size larger than a certain size are separated from the drilling fluid using a vibrating screen 31. The separated drilling fluid passes through a vibrating screen 31 into the mud reservoir 33. The separated solid particles, including incompressible objects and drill cuttings, are sent over the vibrating screen 31 to the reservoir 57. The reservoir 57 is partially filled with water. As a result, the sludge settles to the bottom, and incompressible objects float, and thus separate the incompressible objects from the drill cuttings. Drill cuttings are collected from the bottom of the tank 57 for disposal in the dump. Incompressible objects are collected from the surface of the reservoir 57 for re-introduction into the riser 13.

На фиг.8 показана альтернативная система, в которой несжимаемые объекты подают к месту для закачивания, расположенному внутри водоотделяющей колонны 13, в виде суспензии, образованной на основе первичного бурового раствора. В системе, показанной на фиг.8, несжимаемые объекты смешивают с первичным буровым раствором и транспортируют к внутреннему месту 41а для закачивания по колонне бурильных труб 17. Грязевым насосом 25 (фиг.1) для подачи первичного бурового раствора нагнетают суспензию, включающую несжимаемые объекты и первичный буровой раствор, вниз по колонне бурильных труб к устройству 101 для отделения и закачивания, расположенному в колонне бурильных труб у дна моря. Устройство 101 для отделения и закачивания, расположенное в колонне бурильных труб, включает трубчатую муфту, содержащую сито 103 и множество отверстий 105. С помощью устройства 101 для отделения и закачивания, расположенного в колонне бурильных труб, отделяют несжимаемые объекты от бурового раствора и закачивают отделенные объекты в водоотделяющую колонну. Отделенный буровой раствор продолжает опускаться по колонне бурильных труб к долоту и затем поднимается обратно по кольцевому пространству к водоотделяющей колонне, где он смешивается с несжимаемыми объектами для возврата на поверхность. При использовании способа закачивания по колонне бурильных труб не требуется, чтобы несжимаемые объекты были отделены от бурового раствора, возвращаемого на поверхность.On Fig shows an alternative system in which incompressible objects are fed to the injection site located inside the riser 13, in the form of a suspension formed on the basis of the primary drilling fluid. In the system shown in FIG. 8, incompressible objects are mixed with the primary drilling fluid and transported to an internal location 41a for pumping through the drill string 17. With a mud pump 25 (FIG. 1), a suspension including incompressible objects is pumped to supply the primary drilling fluid and primary drilling fluid down the drill pipe string to a separation and injection device 101 located in the drill pipe string at the bottom of the sea. The separation and injection device 101 located in the drill pipe string includes a tubular sleeve containing a sieve 103 and a plurality of holes 105. Using the separation and injection device 101 located in the drill pipe string, incompressible objects are separated from the drilling fluid and the separated objects are pumped into the riser. The separated drilling fluid continues to sink down the drill string to the bit and then rises back through the annular space to the riser, where it mixes with incompressible objects to return to the surface. When using the drill pipe injection method, incompressible objects are not required to be separated from the drilling fluid returned to the surface.

Как ясно показано на фиг.8, место для закачивания может быть расположено в секции 107 обсаженного ствола скважины или в секции 109 необсаженного ствола скважины. Как хорошо известно специалистам в данной области, секция 107 обсаженного ствола скважины образована обсадной трубой 111, зацементированной в стволе 113 скважины. Открытая секция 109 ствола скважины - это необсаженная часть ствола скважины.As clearly shown in FIG. 8, the injection site may be located in the cased hole section 107 or in the open hole section 109. As is well known to those skilled in the art, the cased hole section 107 is formed by a casing 111 cemented in the well bore 113. The open section 109 of the wellbore is the uncased part of the wellbore.

Перемещением места для закачивания вниз по стволу скважины градиенты давления в стволе скважины выше и ниже места для закачивания могут быть дополнительно изменены. Закачиванием объектов в секцию обсаженного ствола скважины градиент давления в секции необсаженного ствола скважины может быть снижен при более низкой концентрации объектов. Закачиванием объектов во множестве мест для закачивания градиенты давления между местами для закачивания можно отрегулировать так, чтобы они находились в диапазоне между градиентами давления гидравлического разрыва пласта секции необсаженного ствола скважины, таким образом дополнительно снижая количество секций обсаженного ствола скважины, которые необходимо сооружать.By moving the injection site down the wellbore, the pressure gradients in the wellbore above and below the injection site can be further modified. By pumping objects into the cased hole section, the pressure gradient in the open hole section of the well can be reduced at a lower concentration of objects. By pumping objects in a variety of injection sites, the pressure gradients between the injection sites can be adjusted so that they are in the range between the hydraulic fracture pressure gradients of the uncased borehole section, thereby further reducing the number of cased borehole sections that need to be built.

На фиг.9 показана еще одна альтернативная система, в которой суспензию, содержащую буровой раствор и несжимаемые объекты, подают к месту 41b для закачивания по колонне, концентричной колонне 115 бурильных труб. Концентричная колонна 115 бурильных труб включает внутреннюю бурильную трубу 117, которая выполняет роль обычной бурильной трубы, и наружную трубу 119, которая выполняет роль трубопровода для подачи суспензии. Как показано на фиг.9, место 41b для закачивания определено концом 121 наружной трубы 119. Как было отмечено со ссылкой на фиг.8, место 41b для закачивания может быть расположено в водоотделяющей колонне 13, в секции 107 обсаженного ствола скважины или в секции 109 необсаженного ствола скважины.Figure 9 shows another alternative system in which a suspension containing drilling fluid and incompressible objects, is fed to the place 41b for pumping through the column, concentric string 115 drill pipe. The concentric drill pipe string 115 includes an inner drill pipe 117, which acts as a conventional drill pipe, and an outer pipe 119, which acts as a slurry supply pipe. As shown in FIG. 9, the injection site 41b is defined by the end 121 of the outer pipe 119. As noted with reference to FIG. 8, the injection site 41b may be located in the riser 13, in the cased hole section 107, or in section 109 open hole borehole.

На фиг.10 показана еще одна альтернативная система согласно настоящему изобретению. В системе, представленной на фиг.10, суспензию, содержащую буровой раствор и несжимаемые объекты, подают к месту 41с для закачивания в области секции 107 обсаженного ствола скважины по побочной колонне 131. Побочную колонну 131 цементируют в кольцевом пространстве между обсадной трубой 111 и стенкой 133 ствола буровой скважины, как показано на фиг.10.Figure 10 shows another alternative system according to the present invention. In the system of FIG. 10, a slurry containing drilling fluid and incompressible objects is supplied to injection site 41c in the region of cased borehole section 107 through side string 131. Side string 131 is cemented in an annular space between casing 111 and wall 133 borehole, as shown in Fig.10.

Способ выполняют следующим образом.The method is as follows.

Несжимаемые плавучие объекты закачивают в водоотделяющую колонну вблизи дна моря предпочтительно с расходом, достаточным для снижения плотности раствора в водоотделяющей колонне по существу до величины, соответствующей плотности морской воды. Плотность р бурового раствора в водоотделяющей колонне определяют согласно следующему уравнению:Incompressible floating objects are pumped into the riser near the bottom of the sea, preferably at a rate sufficient to reduce the density of the solution in the riser substantially to a value corresponding to the density of sea water. The density p of the drilling fluid in the riser is determined according to the following equation:

Исследуя уравнение, можно показать, что при 20 объем.% концентрации сфер с плотностью 0,38 г/см³ плотность суспензии, содержащей буровой раствор с плотностью 1,2 г/см³, снижается до плотности морской воды, составляющей 1,03 г/см³, тогда как для снижения плотности суспензии, содержащей буровой раствор с плотностью 1,68 г/см³, до плотности морской воды требуется 50% концентрация. Таким образом, способ и система согласно настоящему изобретению вполне эффективны в широком диапазоне плотностей буровых растворов.Examining the equation, it can be shown that at 20 vol.% Concentration of spheres with a density of 0.38 g / cm ^{3, the} density of a suspension containing a drilling fluid with a density of 1.2 g / cm ³ decreases to a density of sea water of 1.03 g / cm ³ , while to reduce the density of the suspension containing the drilling fluid with a density of 1.68 g / cm ³ to a density of sea water requires a 50% concentration. Thus, the method and system according to the present invention are quite effective in a wide range of densities of drilling fluids.

В варианте исполнения изобретения, при котором используют суспензию, содержащую буровой раствор (без возврата раствора), несжимаемые объекты подают с бурового судна 11 к морскому дну в виде исходной суспензии. Суспензия, подаваемая к морскому дну, смешивается с буровым раствором в водоотделяющей колонне, таким образом увеличивая расход потока в водоотделяющей колонне и снижая концентрацию сфер. Плотность р бурового раствора в водоотделяющей колонне в варианте исполнения, при котором используют суспензию, содержащую буровой раствор, определяют согласно следующему уравнению:In an embodiment of the invention in which a suspension containing drilling fluid is used (without returning the fluid), incompressible objects are supplied from the drilling vessel 11 to the seabed as an initial suspension. The suspension fed to the seabed is mixed with the drilling fluid in the riser, thereby increasing the flow rate in the riser and reducing the concentration of spheres. The density p of the drilling fluid in the riser in the embodiment where a suspension containing the drilling fluid is used is determined according to the following equation:

Q_s - расход суспензии.Q _s is the flow rate of the suspension.

При нагнетании суспензии с расходом 800 г/мин (например, при концентрации 60 объем.% сфер с плотностью 0,38 г/см³ в буровом растворе с той же плотностью, что и первичный буровой раствор, который циркулирует в буровой скважине) в буровую скважину с расходом 800 г/см³ бурового раствора расход в водоотделяющей колонке увеличивается до 1600 г/мин, а концентрация сфер снижается приблизительно до 30%. Таким образом максимальная концентрация, которая может быть достигнута в системе, в которой используют суспензию, содержащую буровой раствор, составляет около 30% в сравнении с приблизительно 50% в системе, где носителем является морская вода или буровой раствор при отделенной системе возврата жидкости. В соответствии с этим максимальная плотность бурового раствора, при которой суспензия, содержащая первичный буровой раствор, в варианте исполнения согласно настоящему изобретению без возврата раствора, может быть использована для снижения плотности бурового раствора в водоотделяющей колонне до уровня, соответствующего плотности морской воды, составляет около 1,236 г/м³. Таким образом при применении более тяжелых буровых растворов в системе, в которой используют суспензию, содержащую первичный буровой раствор, одна эта система не может обеспечить снижение плотности бурового раствора в водоотделяющей колонне до значения, соответствующего плотности морской воды. В соответствии с этим, в таких случаях следует использовать систему, в которой применяют суспензию, содержащую морскую воду, систему, в которой применяют суспензию, содержащую легкий буровой раствор, или систему, в которой применяют концентрацию объектов и возврат раствора. В альтернативном варианте исполнения, при использовании более тяжелого бурового раствора система согласно настоящему изобретению может быть совмещена с другими технологиями бурения с двойным градиентом, например с газлифтом или глубинными насосами.When injecting a suspension with a flow rate of 800 g / min (for example, at a concentration of 60 vol.% Spheres with a density of 0.38 g / cm ³ in a drilling fluid with the same density as the primary drilling fluid that circulates in the borehole) well with a flow rate of 800 g / cm ^{3 of} drilling fluid flow rate in the riser increases to 1600 g / min, and the concentration of the spheres decreases to about 30%. Thus, the maximum concentration that can be achieved in a system using a suspension containing drilling fluid is about 30% compared to about 50% in a system where the carrier is sea water or drilling fluid with a separate fluid return system. Accordingly, the maximum density of the drilling fluid at which the suspension containing the primary drilling fluid, in the embodiment according to the present invention without returning the fluid, can be used to reduce the density of the drilling fluid in the riser to a level corresponding to the density of seawater is about 1.236 g / m ³ . Thus, when using heavier drilling fluids in a system that uses a suspension containing primary drilling fluid, this system alone cannot provide a decrease in the density of the drilling fluid in the riser to a value corresponding to the density of sea water. Accordingly, in such cases, a system should be used in which a suspension containing sea water is used, a system in which a suspension containing light drilling mud is used, or a system in which the concentration of objects and the return of the solution are used. In an alternative embodiment, when using a heavier drilling fluid, the system according to the present invention can be combined with other double gradient drilling technologies, for example gas lift or submersible pumps.

Из сказанного выше следует, что настоящим изобретением создана многоградиентная система бурения, при использовании которой можно преодолеть недостатки известных способов бурения. Закачивание несжимаемых плавучих объектов в водоотделяющую колонну позволяет снизить или исключить потребность в сложных глубинных насосах, эксплуатация которых может быть дорогостоящей и сложной. Объекты можно нагнетать в место закачивания, используя обычные грязевые насосы, исключая, таким образом, потребность в дорогостоящих компрессорах и в азоте, требующемся для газлифтных систем. Объекты могут быть удалены, если это необходимо, из бурового раствора, возвращенного из буровой скважины, посредством использования обычных вибросит. Объекты могут быть закачаны во множестве мест в столб бурового раствора для образования множества градиентов давления, таким образом, дополнительно снижая потребность в установке обсадных труб.From the foregoing it follows that the present invention has created a multi-gradient drilling system, using which it is possible to overcome the disadvantages of known drilling methods. Pumping incompressible floating objects into the riser allows you to reduce or eliminate the need for complex deep pumps, the operation of which can be expensive and difficult. Objects can be pumped to the injection site using conventional mud pumps, thus eliminating the need for expensive compressors and nitrogen, which is required for gas lift systems. Objects can be removed, if necessary, from the drilling fluid returned from the borehole using conventional vibrating screens. Objects can be pumped at multiple locations in the mud column to form multiple pressure gradients, thereby further reducing the need for casing.

Claims

1. A system for drilling a well having a bottom under the seabed, comprising a drilling fluid system for creating a column of drilling fluid above the bottom of the well, wherein a portion of the drilling fluid column is bounded by a riser connecting the subsea wellhead and the surface of the well, a system for pumping essentially incompressible objects into the column of drilling fluid in the place for injection located in the riser near the underwater sea mouth of the well, and incompressible Assortments have a density less than the density of the drilling fluid.

2. The system of claim 1, wherein the system for injecting substantially incompressible objects comprises a pipeline connected between the surface location of the well and the injection site.

3. The system according to claim 2, in which the system for pumping essentially incompressible objects comprises means for pumping a suspension containing a fluid and essentially incompressible objects into said pipeline.

4. The system of claim 3, wherein the suspension fluid comprises a drilling fluid.

5. The system of claim 4, wherein the suspension fluid comprises substantially lightweight drilling fluid.

6. The system of claim 3, wherein the suspension fluid contains water.

7. The system according to claim 3, in which the means for pumping essentially incompressible objects contains means for separating essentially incompressible objects from the fluid suspension before pumping essentially incompressible objects into the mud column, means for pumping separated essentially incompressible objects into the column drilling mud.

8. The system of claim 7, comprising means for returning the separated fluid to the surface location of the well.

9. The system of claim 8, in which the means for returning the separated fluid to the surface location of the well contains a return line.

10. The system of claim 9, wherein the means for returning the separated fluid to the surface location of the well includes means for raising the separated fluid in a return line.

11. The system of claim 7, wherein the means for pumping separated substantially incompressible objects into the mud column includes a pump.

12. The system according to claim 7, in which the means for separating essentially incompressible objects includes a sieve with a mesh size smaller than the dimensions of essentially incompressible objects.

13. The system of claim 7, wherein the means for separating substantially incompressible objects comprises a container in which gas pressure is maintained to form a water-gas interface, a suspension inlet located in a vessel below the gas-water interface and connected to the pipeline, a water outlet located in the tank below the gas-water interface, the release for these objects, located in the tank above the gas-gas interface and connected to the injection site.

14. The system of claim 1, comprising means for separating incompressible objects from the drilling fluid returned from the drilling fluid column.

15. The system of claim 14, wherein the means for separating incompressible objects from the drilling fluid comprises a sieve for separating incompressible objects and drill cuttings from the drilling fluid.

16. The system of clause 15, in which the sieve has cells whose size is smaller than the size of unremovable objects.

17. The system according to clause 15, in which the means for separating incompressible objects from drill cuttings includes a tank at least partially filled with water, designed to receive incompressible objects and drill cuttings coming from the sieve.

18. The system of clause 15, in which the sieve includes a vibrating screen.

19. The system according to claim 1, in which essentially incompressible objects are pumped into the riser at a flow rate sufficient to reduce the density of the drilling fluid in the column to a predetermined density.

20. The system according to claim 19, in which the density p of the drilling fluid in the column is determined according to the following equation:

where p _f is the density of the drilling fluid that does not contain essentially incompressible objects;

p _s is the density of essentially incompressible objects;

ν is the concentration of essentially incompressible objects.

21. The system according to claim 19, in which essentially incompressible objects are pumped into the mud column in a suspension containing a mixture of essentially incompressible objects and drilling fluid, the density p of the drilling fluid in the riser being determined according to the following equation:

where p _m is the density of the drilling fluid that does not contain essentially incompressible objects;

p _s is the density of the suspension;

Q _m is the flow rate of the drilling fluid;

Q _s is the flow rate of the suspension.

22. The system of claim 19, wherein the predetermined density is substantially equal to the density of seawater.

23. The system of claim 1, wherein the substantially incompressible objects comprise substantially spherical objects.

24. The system of claim 23, wherein the substantially incompressible objects have an outer diameter of about 100 microns.

25. The system according to claim 1, in which essentially incompressible objects contain hollow glass balls.

26. The system according A.25, in which the hollow glass balls have an outer diameter greater than approximately 100 microns.

27. The system according to claim 1, in which essentially incompressible objects contain hollow reinforced plastic objects.

28. A method of drilling a well having a bottom hole beneath the seabed, comprising creating a mud column above the bottom of the well, restricting a portion of the mud column to a riser connecting the underwater wellhead and the surface location of the well, pumping substantially incompressible objects into the mud column into an injection site located in a riser near the underwater wellhead, wherein incompressible objects have a density lower than the density of the drill new solution.

29. The method of claim 28, wherein pumping the substantially incompressible objects comprises supplying a slurry comprising substantially incompressible objects and a suspension fluid to the injection site.

30. The method of claim 29, wherein pumping the substantially incompressible objects comprises separating the substantially incompressible objects from the current suspension medium before pumping the substantially incompressible objects into the mud column.

31. The method according to p. 28, including the separation of incompressible objects from the drilling fluid returned from the borehole.

32. The method according to p, including the separation of incompressible objects and drill cuttings from the drilling fluid.

33. The method according to p, including the separation of incompressible objects from drill cuttings.

34. The method according to p, in which the separation of incompressible objects from the drill cuttings includes the unloading of incompressible objects and drill cuttings in a tank at least partially filled with water.

35. The method according to clause 34, including the extraction of incompressible objects from the tank, at least partially filled with water.

36. The method according to clause 35, in which incompressible objects are fed to the place for pumping through a pipeline located outside of the riser.

37. The method according to clause 35, in which incompressible objects are fed to the place for pumping through a pipeline located inside the riser.

38. The method according to clause 35, in which the pipeline includes a drill pipe.

39. The method according to p, in which the place for injection is located in the cased part of the borehole.

40. The method according to § 39, in which the incompressible objects are fed to the injection site via a pipeline located outside the casing of the cased part of the borehole.

41. The method according to § 39, in which the incompressible objects are fed to the injection site via a pipeline located inside the casing of the cased part of the borehole.

42. The method according to paragraph 41, in which the pipeline includes a drill pipe.

43. The method according to p, in which the place for injection is located on the uncased part of the wellbore.

44. The method according to item 43, in which these objects are served to the place for pumping through a pipeline located in the uncased part of the wellbore.

45. The method according to item 44, in which the pipeline includes a drill pipe.

46. The method of claim 28, wherein the incompressible objects are pumped at a rate sufficient to achieve a predetermined pressure gradient of the drilling fluid in the portion of the drilling fluid column.

47. The method according to p, in which incompressible objects are pumped at a rate sufficient to achieve a predetermined density of the drilling fluid in the column above the place for pumping.

48. The method according to clause 47, in which the density p of the drilling fluid in the column is determined according to the following equation:

p _s is the density of essentially incompressible objects;

ν is the concentration of essentially incompressible objects.

49. The method according to clause 29, in which essentially incompressible objects are pumped into the mud column in a suspension containing a mixture of essentially incompressible objects and suspension fluid, and the density p of the drilling fluid in the column is determined according to the following equation:

p _s is the density of the suspension;

Q _m is the flow rate of the drilling fluid;

Q _s is the flow rate of the suspension.

50. The method according to p, in which the density of incompressible objects is less than the density of water.

51. System for regulating the pressure gradient in the column of the drilling fluid over the bottom of the well, part of which is limited by the riser connecting the underwater wellhead and the surface location of the well, containing a pipeline connected between the surface location of the well and the injection site in the riser near the underwater sea mouth wells, a system for pumping a suspension into a pipeline containing a mixture of substantially incompressible objects and a suspension fluid and incompressible objects have a density lower than the density of the drilling fluid.

52. The system of claim 51, wherein the suspension fluid comprises a drilling fluid.

53. The system of claim 52, wherein the suspension fluid contains substantially lightweight drilling fluid.

54. The system of claim 52, wherein the suspension fluid comprises water.

55. The system of claim 51, comprising means for separating substantially incompressible objects from the suspension fluid before pumping the substantially incompressible objects into the mud column, means for pumping separated substantially incompressible objects into the mud column.

56. The system of claim 55, comprising means for returning the separated fluid to the surface location of the well.

57. The system of claim 56, wherein the means for returning the separated fluid to a surface location includes a return line.

58. The system of claim 57, wherein the means for returning the separated fluid to the surface location of the well includes means for raising the separated fluid in a return line.

59. The system of claim 55, wherein the means for pumping the separated substantially incompressible objects into the mud column includes a pump.

60. The system of claim 55, wherein the means for separating substantially incompressible objects includes a sieve with a mesh size smaller than the dimensions of substantially incompressible objects.

61. The system of claim 55, wherein the means for separating substantially incompressible objects includes a container in which gas pressure is maintained to form a water-gas interface, a suspension inlet located in a vessel below the gas-water interface and connected to the pipeline, a water outlet located in the tank below the gas-water interface, an outlet for objects located in the tank above the gas-gas interface and connected to the injection site.

62. The system of claim 51, comprising means for separating incompressible objects from the drilling fluid returned from the drilling fluid column.

63. The system of claim 62, wherein the means for separating incompressible objects from the drilling fluid comprises a sieve for separating incompressible objects and drill cuttings from the drilling fluid.

64. The system of claim 63, wherein the sieve cells have a size smaller than the size of incompressible objects.

65. The system of claim 64, wherein the means for separating incompressible objects from drill cuttings comprises a container at least partially filled with water for receiving incompressible objects and drill cuttings from a sieve.

66. The system of claim 63, wherein the sieve comprises a vibrating screen.

67. The system of claim 51, wherein the substantially incompressible objects are pumped into the riser at a rate sufficient to reduce the density of the drilling fluid in the column above the injection site to a predetermined density.

68. The system according to clause 67, in which the density p of the drilling fluid in the column above the place for injection is determined according to the following equation:

p _s is the density of essentially incompressible objects;

ν is the concentration of essentially incompressible objects.

69. The system of claim 67, wherein the suspension is pumped into the mud column and the density p of the drilling fluid in the riser is determined according to the following equation:

p _s is the density of the suspension;

Q _m is the flow rate of the drilling fluid;

Q _s is the flow rate of the suspension.

70. The system of claim 51, wherein the density of incompressible objects is less than the density of water.

71. The system of claim 51, wherein the substantially incompressible objects comprise substantially spherical hollow objects.

72. The system of claim 71, wherein the substantially spherical hollow objects have an outer diameter greater than about 100 microns.

73. The system of claim 72, wherein the substantially incompressible objects comprise hollow glass balls.

74. The system of claim 54, wherein the substantially incompressible objects comprise hollow core reinforced plastic objects.

75. The system of claim 74, wherein the pipeline is located outside the riser.

76. The system of claim 74, wherein the pipeline is located within the riser.

77. The system of claim 76, wherein the pipeline includes a drill pipe.

78. The system of claim 51, wherein the injection site is located in the cased portion of the wellbore.

79. The system according to p, in which the pipeline is located outside the casing of the cased part of the borehole.

80. The system according to p, in which the pipeline is located inside the casing of the cased part of the borehole.

81. The system of claim 80, wherein the pipeline includes a drill pipe.

82. The system of claim 51, wherein the injection site is located in the uncased portion of the wellbore.

83. The system of claim 82, wherein the pipeline is located in the uncased portion of the wellbore.

84. The system of claim 83, wherein the pipeline includes a drill pipe.