Способ контроля за газонефтепроявлением в скважине и устройство для его осуществления

Группа изобретений относится к области нефтяной и газовой промышленности и предназначено для контроля за газонефтепроявлением. Техническим результатом является расширение функциональных возможностей способа контроля за газонефтепроявлением, а также возможность оперативного контроля за притоком углеводородов в скважину. Для чего возбуждают в буровом растворе у устья скважины гидравлические импульсы давления, распространяющиеся от устья до забоя и от забоя до устья скважины. Определяют величины Δt, представляющие разность между величиной t_к суммарного времени распространения сигналов гидравлических импульсов давления в контролируемом буровом растворе и величиной t_исх суммарного времени распространения сигналов гидравлических импульсов давления в исходном буровом растворе. При Δt≥Δt_кp, где Δt_кp - величина, при которой происходит недопустимо интенсивное газонефтепроявление в скважине, закрывают превентор и поток бурового раствора направляют по линии дросселирования. Регулируют величину притока углеводородов изменением давления у устья скважины. Подбирают величину давления, при котором величина At стремится к 0, и с учетом величины этого давления определяют значение плотности бурового раствора, предотвращающее приток углеводородов в скважину. Устройство для контроля за газонефтепроявлением в скважине включает приемники сигналов гидравлических импульсов давления, блок управления измерением величиной времени t_исх и величиной времени t_к, счетчик величин t_к и t_исх, блок хранения величины времени t_исх, блок вычисления величины Δt, блок хранения величины Δt_кp, блок сравнения величины Δt с величиной Δt_кp. 2 н. и 1 з.п. ф-лы, 2 ил.

 

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано для контроля за газонефтепроявлением при бурении и вскрытии продуктивных пластов в условиях аномально высоких пластовых давлений.

Известен способ контроля газосодержания в скважине, в котором для определения содержания газа специальным устройством отбирается буровой раствор из затрубного пространства и подается в дегазатор, откуда газ поступает для анализа в суммарный газоанализатор (см. Померанец Л.И., Чукин В.Т. Аппаратура и оборудование для геофизических методов исследования скважин. М.: Недра, 1978, с.81-90).

Однако в упомянутом выше способе не обеспечивается возможность контроля за газонефтепроявлением в скважине на ранней стадии его возникновения. Контроль за поступлением газа может осуществляться лишь через несколько часов от начала проявления, когда газ уже поступил из скважины на поверхность (в желобную систему), что во многих случаях не оставляет времени для осуществления необходимых технических и технологических мероприятий для предупреждения выброса. Например, при глубине скважины 5000 м информация о появлении углеводородов у устья скважины поступает приблизительно через 2,5-3 часа и зависит от глубины скважины и скорости восходящего потока бурового раствора. Данная ситуация нередко приводит к аварийному газонефтепроявлению (открытому фонтану). Кроме того, анализ газонефтепроявлений, возникающих при спуско-подъемных операциях, показал то, что чаще всего поступление пластового флюида в ствол скважины начинается при подъеме труб. Объем таких поступлений бывает небольшим, и обнаружить их при существующей практике контроля не удается.

Ближайшим аналогом заявленного способа контроля за газонефтепроявлением в скважине является техническое решение, включающее циркуляцию бурового раствора при его рабочем расходе, возбуждение в буровом растворе на устье скважины в канале бурильных труб гидравлических импульсов давления, определение суммарного времени их распространения от устья скважины до забоя и от забоя до устья скважины в исходном и контролируемом буровых растворах. При этом контроль за газонефтепроявлением осуществляют по разности суммарных времен, а именно: результат предыдущей регистрации времени принимают за время распространения гидравлических импульсов давления по исходному буровому раствору и используют его при сравнении с результатом последующей регистрации времени, принимаемым за время распространения упомянутых импульсов по контролируемому буровому раствору (см. а.с. SU 1793047, E21B 47/00, 07.02.1993).

Упомянутый выше способ имеет следующие недостатки:

- невозможность его применения при закрытом превенторе, т.е. когда циркуляция бурового раствора происходит по линии дросселирования;

- отсутствие возможности оперативного контроля и регулирования притока углеводородов в скважину при циркуляции бурового раствора через линию дросселирования;

- отсутствие возможности оперативного определения необходимой плотности бурового раствора, при которой достигается минимальная репрессия в системе «скважина-пласт» и предотвращается приток углеводородов в скважину.

Наиболее близким к заявленному устройству для контроля за газонефтепроявлением является техническое решение, состоящее из двух приемников сигналов давления, двух усилителей, двух фильтров, двух пороговых элементов, цифрового блока управления измерением, счетчика времени, блока хранения величины суммарного времени распространения импульсов давления от устья скважины до забоя и от забоя до устья в исходном буровом растворе t_исх, блока вычисления разности суммарного времени распространения импульсов давления в контролируемом буровом растворе t_к и суммарного времени распространения импульсов давления в исходном буровом растворе t_исх, блока преобразования разности суммарных времен Δt в напряжение, блока световой и звуковой сигнализации, блока цифровой индикации величины Δt и регистратора (см. патент RU 2107160, E21B 47/00, 20.03.1998).

Указанное устройство позволяет определить суммарное время Δt распространения импульсов давления от устья скважины до забоя (по буровому раствору в бурильных трубах) и от забоя до устья (по буровому раствору в затрубном пространстве) по t_исх (при отсутствии притока углеводородов в скважину) и по t_к (при наличии углеводородов в скважине).

О притоке углеводородов в скважину судят по Δt=t_к-t_исх.

Здесь t_исх - суммарное время распространения импульсов давления в исходном буровом растворе от устья скважины по внутритрубному пространству до забоя и от забоя до устья скважины по затрубному пространству, a t_к - суммарное время распространения импульсов давления от устья скважины по внутритрубному пространству до забоя и от забоя до устья скважины по затрубному пространству в контролируемом буровом растворе (очередной замер для выявления поступления флюида из пласта).

Таким образом, производится сравнение времени t_к с временем t_исх, и по разнице между ними судят о притоке углеводородов в скважине.

При этом если время t_к1 (полученное при первом контроле) сравнивают с t_исх, то время t_к2 сравнивают с t_k2, а t_к3 сравнивают с t_к2 и т.д. До притока углеводородов в скважину практически значения t_к1, t_к2, t_к3 и т.д. не отличаются от t_исх, при этом Δt=0. Величины t_к и t_исх показываются блоком индикации и регистрируются на диаграммной ленте регистратора. При величине Δt>0 дополнительно включается световая сигнализация, привлекающая внимание оператора о притоке углеводородов в скважину. При достижении Δt некоторого критического значения Δt_кр включается звуковая сигнализация, при этом световая сигнализация продолжает работать.

Недостаток упомянутого выше устройства состоит в том, что отсутствует возможность оперативного контроля за притоком углеводородов в скважину при циркуляции бурового раствора по линии дросселирования (при закрытом превенторе), а также отсутствует возможность контроля при регулировании интенсивности притока углеводородов и управления им.

Задачей, на решение которой направлено заявленное изобретение, является создание способа контроля за газонефтепроявлением в скважине и устройства для контроля за газонефтепроявлением.

Заявленное изобретение позволяет обеспечить достижение следующих технических результатов:

- расширение функциональных возможностей способа контроля за газонефтепроявлением в скважине и устройства для контроля за газонефтепроявлением;

- возможность оперативного контроля за притоком углеводородов в скважину при циркуляции бурового раствора по линии дросселирования (при закрытом превенторе) независимо от местоположения бурильной колонны по отношению к забою скважины; при этом информация о притоке углеводородов распространяется к устью также с забоя скважины;

- обеспечение возможности регулирования величины притока углеводородов в скважину и управления им за счет изменения противодавления у устья скважины (на линии дросселирования);

- возможность оперативного определения необходимой плотности бурового раствора для предупреждения притока углеводородов в скважину и достижения минимально допустимой репрессии в системе скважина-пласт.

Технические результаты заявленного изобретения достигаются за счет того, что способ контроля за газонефтепроявлением в скважине включает циркуляцию бурового раствора, возбуждение в буровом растворе у устья скважины гидравлических импульсов давления, распространяющихся от устья до забоя и от забоя до устья скважины, определение величины Δt, представляющей собой разность между величиной t_к суммарного времени распространения сигналов упомянутых гидравлических импульсов давления в контролируемом буровом растворе и величиной t_исх суммарного времени распространения сигналов упомянутых гидравлических импульсов давления в исходном буровом растворе, при этом осуществляют контроль за газонефтепроявлением в скважине по величине Δt, а именно: результат предыдущей регистрации времени распространения гидравлических импульсов давления по буровому раствору принимают за время t_исх и используют его при сравнении с результатом последующей регистрации времени распространения гидравлических импульсов давления по буровому раствору, принимаемым за время t_к. При бурении с открытым превентором сигналы упомянутых гидравлических импульсов давления воспринимаются приемником сигналов гидравлических импульсов давления, связанным с трубным каналом, и первым приемником сигналов гидравлических импульсов давления, связанным с затрубным каналом, а при Δt≥Δt_кp, где Δt_кр - величина, соответствующая недопустимо интенсивному газонефтепроявлению в скважине, закрывают превентор и поток бурового раствора направляют по линии дросселирования, включают в работу второй приемник сигналов гидравлических импульсов давления, связанный с затрубным каналом и установленный на линии дросселирования, причем упомянутые сигналы гидравлических импульсов давления при закрытом превенторе воспринимаются приемником сигналов гидравлических импульсов давления, связанным с трубным каналом, и вторым приемником сигналов гидравлических импульсов давления, связанным с затрубным каналом, а первый приемник сигналов гидравлических импульсов давления, связанный с затрубным каналом, воспринимает сигналы упомянутых гидравлических импульсов только при открытом превенторе. При циркуляции бурового раствора по линии дросселирования регулируют величину притока углеводородов изменением давления у устья скважины, в процессе упомянутого регулирования давления у устья скважины периодически определяют величину Δt и подбирают величину давления у устья скважины, при котором величина Δt стремится к 0, а затем с учетом величины этого давления определяют значение плотности бурового раствора, при закачке которого устанавливается равновесное состояние в системе скважина-пласт, предотвращающее приток углеводородов и обеспечивающее продолжение углубления скважины.

Также технические результаты заявленного изобретения достигаются за счет того, что устройство для контроля за газонефтепроявлением в скважине включает приемник сигналов гидравлических импульсов давления, распространяемых от устья до забоя и от забоя до устья скважины, связанный с трубным каналом, и первый приемник сигналов упомянутых гидравлических импульсов, связанный с затрубным каналом, блок управления измерением величин времени t_исх и t_к счетчик величин t_к и t_исх, блок хранения величины времени t_исх, блок вычисления величины Δt, представляющей собой разность между величиной времени t_к и величиной времени t_исх, блок хранения величины Δt_кр и блок сравнения величины Δt с величиной Δt_кр, при этом величина t_исх представляет собой суммарное время распространения упомянутых сигналов гидравлических импульсов давления в исходном буровом растворе, величина t_к представляет собой суммарное время распространения упомянутых сигналов гидравлических импульсов давления в контролируемом буровом растворе, а Δt_кр представляет собой величину, соответствующую недопустимо интенсивному газонефтепроявлению в скважине. Блок управления измерением величин времени t_исх и t_к соединен с блоком хранения величины времени t_исх и с блоком вычисления величины Δt, блок вычисления величины Δt и блок хранения величины Δt_кр соединены с блоком сравнения величины Δt с величиной Δt_кр. Устройство снабжено вторым приемником сигналов гидравлических импульсов давления, связанным с затрубным каналом и установленным на линии дросселирования, через которую циркулирует буровой раствор при закрытом превенторе, причем превентор закрывают при Δt≥Δt_кр и при закрытом превенторе работают приемник сигналов гидравлических импульсов давления, связанный с трубным каналом, и второй приемник сигналов гидравлических импульсов давления, связанный с затрубным каналом, а первый приемник сигналов гидравлических импульсов давления, связанный с затрубным каналом, при циркуляции через линию дросселирования в работе не участвует.

Устройство снабжено блоком индикации величины Δt, блоком индикации результатов сравнения величин Δt и Δt_кр, регистратором сигналов величин t_к, t_исх и Δt, блоком световой и звуковой сигнализации и усилителем мощности, через который при достижении Δt≥Δt_кр может передаваться управляющий сигнал на привод превентора, при этом выход приемника сигналов гидравлических импульсов давления, связанного с трубным каналом, подсоединен через первый фильтр, первый усилитель и первый пороговый элемент к первому входу блока управления измерением величины времени t_исх и величины времени t_к. Выход второго приемника сигналов гидравлических импульсов давления, связанного с затрубным каналом, подсоединен через коммутатор, второй фильтр, второй усилитель и второй пороговый элемент ко второму входу блока управления измерением величин времени t_исх и t_к, выход которого подключен к счетчику величин t_к и t_исх, при этом выходы счетчика величин t_к и t_исх соединены с первым входом регистратора сигналов величин t_к, t_исх, с входом блока хранения величины времени t_исх и с первым входом блока вычисления величины Δt, ко второму входу которого подключен выход блока хранения величины времени t_исх. Первый выход блока вычисления величины Δt подключен к входу блока индикации величины Δt, выходы которого подключены к первому входу блока световой и звуковой сигнализации и ко второму входу регистратора сигналов величин t_к, t_исх и Δt, а второй выход блока вычисления величины Δt соединен с первым входом блока сравнения величины Δt с величиной Δt_кр, а второй вход блока сравнения величины Δt с величиной Δt_кр соединен с выходом блока хранения величины Δt_кр, выходы блока сравнения величины Δt с величиной Δt_кр соединены со вторым входом блока световой и звуковой сигнализации и с входом блока индикации результатов сравнения величин Δt и Δt_кр. Выход блока световой и звуковой сигнализации соединен с входом усилителя мощности.

Благодаря наличию упомянутых выше блоков достигается возможность оперативного определения и регулирования величины притока углеводородов в скважину, что повышает эффективность достижения равновесия в системе «скважина-пласт» при циркуляции бурового раствора по линии дросселирования при закрытом превенторе.

Сущность способа контроля за газонефтепроявлением в скважине и устройства для его осуществления изобретения поясняется чертежами.

На фиг.1 показана схема контроля за газонефтепроявлением в скважине при закрытом превенторе.

На фиг.2 показана схема обвязки устройства для контроля за газонефтепроявлением в скважине.

Сущность устройства для контроля за газонефтепроявлением изобретения заключается в следующем.

Устройство для контроля за газонефтепроявлением включает три приемника сигналов гидравлических импульсов давления, а именно: приемник 1 сигналов гидравлических импульсов давления, связанный с трубным каналом (пространством), и два приемника сигналов гидравлических импульсов давления, которые связаны с затрубным каналом (пространством), а именно: первый приемник 5 сигналов гидравлических импульсов давления, который может быть установлен, например, над превентором (превенторами), и второй приемник 6 сигналов гидравлических импульсов давления, расположенный на линии дросселирования 25 после задвижки 24.

В качестве приемников сигналов давления могут использоваться датчики давления, например, индукционного типа.

При открытом превенторе 27 циркуляция бурового раствора происходит через выходную линию 36 в желобную систему. При закрытом превенторе 27 циркуляция бурового раствора происходит через линию дросселирования 25.

Приемник 1 сигналов гидравлических импульсов давления соединен с первым фильтром 2, первым усилителем 3 и первым пороговым элементом 4.

На линии дросселирования 25 расположен второй приемник 6 сигналов гидравлических импульсов давления, связанный с затрубным каналом.

Также устройство содержит блок 13 управления измерением величин времени t_исх и t_к, счетчик 14 величин t_к и t_исх, блок 15 хранения величины времени t_исх, блок 16 вычисления величины Δt, которая представляет собой разность между величиной времени t_к и величиной времени t_исх, блок 17 цифровой индикации Δt, блок 18 хранения величины Δt_кр, блок 19 сравнения величины Δt с величиной Δt_кр, блок 20 световой и звуковой сигнализации, блок 21 индикации результатов сравнения величин Δt и Δt_кр, усилитель мощности 22 и регистратор 23.

К первому входу блока 13 через первый фильтр 2, первый усилитель 3 и первый пороговый элемент 4 подсоединен выход приемника 1 сигналов гидравлических импульсов давления.

Ко второму входу блока 13 подсоединен выход второго приемника 6 сигналов гидравлических импульсов давления, связанного с затрубным каналом, через коммутатор 7, второй фильтр 8, блок смещения 9 с источником опорного напряжения 10, второй усилитель 11 и второй пороговый элемент 12. Блок 9 при регулировании давления на линии дросселирования 25 осуществляет смещение постоянного уровня давления в затрубном канале в зависимости от интенсивности притока и измеренной величины Δt.

Первый приемник 5 сигналов гидравлических импульсов давления, связанный с затрубным каналом, соединен через третий фильтр, третий усилитель и третий пороговый элемент с блоком 13 управления измерением величин времени t_исх и t_к (на чертеже не показано).

Выход блока 13 подключен к счетчику 14. Выходы счетчика 14 величин t_к и t_исх соединены с первым входом регистратора 23 сигналов величин t_к, t_исх, с входом блока 15 хранения величины времени t_исх и с первым входом блока 16 вычисления величины Δt, ко второму входу которого подключен выход блока 15 хранения величины времени t_исх.

Первый выход блока 16 вычисления величины Δt подключен к входу блока 17 индикации величины Δt, выходы которого подключены к первому входу блока 20 световой и звуковой сигнализации и ко второму входу регистратора 23 сигналов величин t_к, t_исх, Δt. Второй выход блока 16 вычисления величины Δt соединен с первым входом блока 19 сравнения величины Δt с величиной Δt_кр.

Второй вход блока 19 сравнения величины Δt с величиной Δt_кр соединен с выходом блока 18 хранения величины Δt_кр, выходы блока 19 сравнения величины Δt с величиной Δt_кр соединены со вторым входом блока 20 световой и звуковой сигнализации и с входом блока 21 индикации результатов сравнения величин Δt и Δt_кр. Выход блока 20 световой и звуковой сигнализации соединен с входом усилителя мощности 22.

Блок 13, счетчик 14, блок 15, блок 16, блок 17, блок 18, блок 19, блок 20, блок 21 и усилитель мощности 22 расположены в корпусе индикатора 31 (см. фиг.2).

Индикатор 31 имеет сетевой шнур 32 и соединен кабелем 30 с приемником 1 сигналов гидравлических импульсов давления, кабелем 34 соединен со вторым приемником 6 сигналов гидравлических импульсов давления, связанным с затрубным каналом и расположенным на линии дросселирования 25, кабелем 33 соединен с регистратором 23. Индикатор 31 также соединен кабелем 35 с первым приемником 5 сигналов гидравлических импульсов давления, связанным с затрубным каналом.

Приемник 1 сигналов гидравлических импульсов давления установлен через тройник 29 на стояке манифольдной линии 28.

Второй приемник 6 сигналов гидравлических импульсов давления, связанный с затрубным каналом и расположенный на линии дросселирования 25, установлен на вентиле высокого давления 26.

При этом на фиг.2 стрелками показано направление циркуляции бурового раствора через желобную систему при работе с открытым превентором.

Устройство работает следующим образом.

До момента достижения Δt=t_к-t_исх=Δt_кр заявленное устройство работает следующим образом:

- определяется величина Δt, представляющая собой разность между величиной t_к суммарного времени распространения сигналов гидравлических импульсов давления в контролируемом буровом растворе и величиной t_исх суммарного времени распространения сигналов гидравлических импульсов давления в исходном буровом растворе;

- при равенстве величин t_к=t_исх, a Δt=0 бурение осуществляют при открытом превенторе 27 и циркуляции бурового раствора через желобную систему, при этом в работе участвуют приемник 1 сигналов гидравлических импульсов давления, связанный с трубным каналом, и первый приемник 5 сигналов гидравлических импульсов давления, связанный с затрубным каналом;

- при превышении величины t_k>t_исх(Δt>0) включается световая индикация блока 20, привлекающая внимание оператора к газонефтепроявлению в скважине;

- при достижении Δt некоторого порогового значения Δt_кр, величина которого устанавливается опытным путем для конкретных условий бурения и предупреждает оператора о необходимости принятия мер, включается звуковая сигнализация, при этом световая сигнализация продолжает работать. Далее проводят следующие технологические мероприятия:

- прекращают процесс углубления, останавливают циркуляцию бурового раствора;

- открывают задвижку 24 и вентиль высокого давления 26 на линии дросселирования 25;

- закрывают превентор 27 с целью герметизации затрубного канала;

- возобновляют циркуляцию бурового раствора через линию дросселирования 25.

Таким образом, при достижении Δt≥Δt_кр через усилитель мощности 22 передается управляющий сигнал на исполнительные органы привода превентора 27 и привода дроссельного устройства. В данном случае подключается в работу второй, связанный с затрубным каналом, приемник 6 сигналов гидравлических импульсов давления, установленный на линии дросселирования 25, а первый приемник 5 сигналов гидравлических импульсов давления, связанный с затрубным каналом, при закрытом превенторе в работе не участвует.

В процессе непосредственного бурения скважины или в период проведения промежуточных промывок при циркуляции бурового раствора по линии дросселирования периодически возбуждают гидравлические импульсы давления. При этом импульсы давления возбуждают с поверхности, например, изменением (увеличением или снижением) расхода бурового раствора независимо от местонахождения конца бурильной колонны от забоя скважины.

Гидравлические импульсы давления у устья скважины воспринимают приемник 1 сигналов гидравлических импульсов давления, связанный с трубным каналом, первый приемник 5 сигналов гидравлических импульсов давления, связанный с затрубным каналом 27, и второй приемник 6 сигналов гидравлических импульсов давления, связанный с затрубным каналом и установленный на линии дросселирования. Электрические сигналы с упомянутых выше приемников фильтруются от помех первым фильтром 2, вторым фильтром 8 и третьим фильтром (на чертеже не показан), далее электрические сигналы усиливаются первым усилителем 3, вторым усилителем 11 и третьим усилителем (на чертеже не показан). С выходов усилителей электрические сигналы поступают на формирователи (первый пороговый элемент 4, второй пороговый элемент 12 и третий пороговый элемент, который на чертеже не показан), где преобразуются в цифровые сигналы, поступающие на цифровой блок 13.

При поступлении сигнала по трубному каналу блок 13 запускает работу счетчика 14 до прихода сигнала по затрубному каналу.

При поступлении сигнала по затрубному каналу счетчик 14 прекращает работу и результат измерения фиксируется и хранится в счетчике 14 и в блоке 15 хранения величины времени t_исх.

При новом цикле измерения значение t_исх в счетчике 14 сбрасывается в ноль и далее хранится в блоке 15 (в памяти). При последующих замерах из величины t_к, подсчитанной счетчиком 14, в блоке 16 вычитается величина t_исх, хранящаяся в блоке 15. Полученная величина Δt=t_к-t_исх поступает на цифровую индикацию в блок 17, а также поступает в блок 19, где сравнивается с величиной Δt_кp, хранящейся в блоке 18.

Результат сравнения с выхода блока 19 поступает в блок 21 на светодиодный индикатор и на вход блока 20 световой и звуковой сигнализации. На вход блока 19 сравнения величины Δt с величиной Δt_кp поступает информация с блока 18 хранения величины Δt_кр.

Регистратор 23 с записывает сигналы t_исх, t_к и Δt на диаграммную ленту.

При достижении Δt≥Δt_кр, т.е. при наличии недопустимого газонефтепроявления, через усилитель мощности 22 передается управляющий сигнал на исполнительный орган привода дроссельного устройства.

При этом давление на дроссельном устройстве регулируется его приводом в зависимости от величины Δt_кр, т.е. большему значению Δt_кp будет соответствовать большее перекрытие проходного сечения на дроссельном устройстве и, как следствие, большему давлению на устье скважины.

Приток углеводородов в скважину уменьшают за счет изменения величины давления у устья скважины таким образом, чтобы время t_к распространения гидравлических импульсов давления в течение текущей регистрации равнялось исходному времени, обозначенному t_исх.

С учетом величины давления у устья скважины, обуславливающей равенство указанных времен, определяют плотность бурового раствора, устанавливающего в скважине при его закачке состояние минимально допустимой репрессии, предотвращающее приток в скважину углеводородов и обеспечивающее продолжение ее углубления.

Регулирование противодавления у устья скважины (интенсивности притока) осуществляется до момента достижения величиной t_к первоначального значения (до притока углеводородов) t_исх и увеличения плотности бурового раствора на выходе из скважины.

При соблюдении условия Δt→0 прекращается процесс утяжеления и обработки бурового раствора и продолжается нормальный процесс бурения.

Таким образом, в отличие от устройства по прототипу предлагаемое устройство обеспечивает возможность контроля процесса регулирования интенсивности притока углеводородов при циркуляции бурового раствора через линию дросселирования 25 и оперативного регулирования противодавления у устья скважины и достижения Δt=0, т.е. ликвидации газонефтепроявлений в скважине.

Практически это означает расширение функциональных возможностей устройства и повышение надежности контроля за газонефтепроявлением в скважине, исключение недопустимо интенсивных газонефтепроявлений в скважине, повышение безопасности работ при бурении нефтяных и газовых скважин.

Конкретный пример реализации способа контроля за газонефтепроявлением в скважине.

Осуществляют процесс непосредственного бурения (углубления) скважины, при котором имеет место циркуляция бурового раствора плотностью 1300 кг/м³ при заданном (рабочем) его расходе. Интервал бурения скважины составляет 3500-3600 м. Предварительно до начала бурения буровым насосом путем кратковременного уменьшения (или увеличения) расхода исходного бурового раствора возбуждают (создают) в потоке бурового раствора кратковременный гидравлический импульс давления.

С помощью счетчика 14 фиксируют момент (время) прихода сигнала гидравлического импульса давления к началу бурильного инструмента - t₀, при этом упомянутый сигнал воспринимается приемником 1 гидравлических импульсов давления, связанным с трубным каналом. Далее возбужденный импульс давления, например, амплитудой 0,5 МПа и длительностью 5 сек распространяется по нисходящему (по бурильным трубам) потоку бурового раствора до забоя скважины, отражается от него и по восходящему (по затрубному пространству) потоку бурового раствора достигает устья скважины. Счетчиком 14 фиксируют суммарное время прохождения сигнала гидравлических импульсов давления от устья до забоя и от забоя до устья - t₁, при этом упомянутый сигнал воспринимается первым приемником 5 гидравлических импульсов давления, связанным с затрубным каналом (при открытом превенторе), или вторым приемником 6 гидравлических импульсов давления, связанным с затрубным каналом (при циркуляции по линии дросселирования).

Затем с учетом значений полученных времен определяют суммарное время распространения импульса давления в исходном буровом растворе от поверхности (от начала бурильного инструмента) до забоя и от забоя до устья скважины - t_исх=t₁-t₀. Пусть для глубины скважины, например, 3500 м t_исх составило 6 сек (для исходного бурового раствора - при отсутствии притока углеводородов в скважину). Начинают бурение (углубление) скважины и при этом периодически (через 10-15 минут) возбуждают импульсы давления и определяют каждый раз время распространения импульса давления по потоку контролируемого бурового раствора (выявление поступления углеводородов в скважину) от поверхности до забоя и от забоя до устья скважины t_к=t₁-t₀. После этого сравнивают время t_к с t_исх и по величине разности между ними судят о газонефтепроявлениях в скважине. До газонефтепроявлений в скважине значения t_к практически не отличаются от t_исх, т.е. Δt=0.

При работе с открытым превентором 27 задвижка 24 на линии дросселирования 25 должна быть закрыта, при этом циркуляция бурового раствора происходит через выходную линию 36 по желобной системе. Соответственно второй приемник 6 сигналов гидравлических импульсов давления, связанный с затрубным каналом, установленный на линии дросселирования 25, в работе не участвует. В работе участвуют приемник 1 сигналов гидравлических импульсов давления, связанный с трубным каналом, и первый приемник 5 сигналов гидравлических импульсов давления, связанный с затрубным каналом.

Если в затрубном пространстве буровой раствор насыщен газом или определенный интервал в скважине заполнен газом, то скорость распространения сигнала (созданного гидравлического импульса давления) по затрубному каналу (пространству) уменьшается, следовательно, время распространения импульса давления в скважине от устья до забоя по буровому раствору в бурильных трубах и от забоя до устья по буровому раствору в затрубном канале будет увеличиваться. Следовательно, t_к>t_исх и Δt=t_к-t_исх>0. Времена t_к и t_исх регистрируются на дневной поверхности скважины. При этом включается световая сигнализация блока 20, привлекающая внимание оператора о газонефтепроявлении в скважине.

Если в процессе бурения при глубине скважины 3520 м время распространения очередного импульса давления составило, например, 8 сек (Δt=2 сек), т.е. не совпало с t_исх=6 сек, то это свидетельствует о газонефтепроявлениях в скважине. Для убедительности еще дважды с промежутком во времени 5 минут определяем контрольные времена, и если обнаружено, что соответствующие Δt увеличиваются, например Δt₁=2,5 сек, a Δt₂=3 сек, то это подтверждает данные о том, что в скважине имеют место газонефтепроявления.

С момента обнаружения газонефтепроявлений прекращают бурение, проводят обработку и дегазацию бурового раствора для ликвидации газонефтепроявления, определяют при этом t_к и сравнивают его с t_исх. При снижении Δt и приближении t_к к t_исх прекращают обработку бурового раствора и продолжают дальнейшее углубление скважины.

Если t_к остается больше t_исх и при достижении текущей величиной Δt некоторого значения, например Δt=5 ceк, при котором следует начинать работы по ликвидации газонефтепроявлений (критическое значение Δt) из-за опасности аварийного газонефтепроявления, включается звуковая сигнализация блока 20, а световая сигнализация блока 20 продолжает работать. С этого момента проводят следующие технологические мероприятия:

- останавливают циркуляцию бурового раствора;

- открывают задвижку 24 и вентиль высокого давления 26 на линии дросселирования;

- закрывают превентор 27 с целью герметизации затрубного канала;

- возобновляют циркуляцию бурового раствора через линию дросселирования 25 при максимальном проходном сечении штуцера.

В процессе циркуляции бурового раствора через линию дросселирования 25 периодически замеряют величину Δt. Регулирование величины притока углеводородов в скважину осуществляют за счет изменения давления на устье скважины путем регулирования величины проходного отверстия штуцера на линии дросселирования 25. По соответствующему давлению на штуцере, при котором величина Δt→0, определяют плотность бурового раствора, устанавливающего в скважине при его закачке состояние минимально допустимой репрессии, обеспечивающее продолжение углубления скважины.

Закачивают в скважину буровой раствор необходимой плотности и постепенно уменьшают давление на штуцере и после замещения всего объема скважины буровым раствором необходимой плотности штуцер полностью открывают. Далее замеряют Δt и при Δt=0 открывают превентор 27, закрывают задвижку 24 на линии дросселирования 25 и продолжают дальнейшее углубление скважины с последующими замерами Δt, с циркуляцией бурового раствора через желобную систему.

Необходимо отметить, что при нахождении бурильной колонны на любом расстоянии от забоя скважины импульсы давления распространяются по нисходящему потоку бурового раствора (по бурильным трубам) до конца бурильной колонны, а далее по неподвижному буровому раствору (по открытому стволу) до забоя, отражаются от него и возвращаются сначала по неподвижному буровому раствору (до конца бурильных труб), а затем по восходящему потоку до устья скважины.

При этом установлено, что при любой длине бурильной колонны в скважине первоначальная величина суммарного времени распространения импульсов давления в среде бурового раствора t_исх равна той же величине, что и при нахождении бурильной колонны на забое скважины.

Использование заявленного изобретения позволяет расширить функциональные возможности способа контроля за газонефтепроявлением за счет регулирования величины притока углеводов в скважину и обеспечения ликвидации наличия углеводородов на ранней стадии их возникновения в призабойной зоне скважины.

Применение изобретения позволит исключить вероятность нефтяных и газовых выбросов при бурении скважин; оперативно определять приток углеводородов в скважину и плотность бурового раствора, устанавливающего в скважине состояние минимально допустимой репрессии; обеспечить надежность и безопасность технологических процессов при бурении газовых и нефтяных скважин и охрану окружающей среды.

1. Способ контроля за газонефтепроявлением в скважине, включающий циркуляцию бурового раствора, возбуждение в буровом растворе у устья скважины гидравлических импульсов давления, распространяющихся от устья до забоя и от забоя до устья скважины, определение величины Δt, представляющей собой разность между величиной t_к суммарного времени распространения сигналов упомянутых гидравлических импульсов давления в контролируемом буровом растворе и величиной t_исх суммарного времени распространения сигналов упомянутых гидравлических импульсов давления в исходном буровом растворе, при этом осуществляют контроль за газонефтепроявлением в скважине по величине Δt, а именно результат предыдущей регистрации времени распространения гидравлических импульсов давления по буровому раствору принимают за время t_исх и используют его при сравнении с результатом последующей регистрации времени распространения гидравлических импульсов давления по буровому раствору, принимаемым за время t_к, отличающийся тем, что при бурении с открытым превентором сигналы упомянутых гидравлических импульсов давления воспринимаются приемником сигналов гидравлических импульсов давления, связанным с трубным каналом, и первым приемником сигналов гидравлических импульсов давления, связанным с затрубным каналом, а при Δt≥Δt_кp, где Δt_кp величина, соответствующая недопустимо интенсивному газонефтепроявлению в скважине, закрывают превентор и поток бурового раствора направляют по линии дросселирования, включают в работу второй приемник сигналов гидравлических импульсов давления, связанный с затрубным каналом и установленный на линии дросселирования, причем упомянутые сигналы гидравлических импульсов давления при закрытом превенторе воспринимаются приемником сигналов гидравлических импульсов давления, связанным с трубным каналом, и вторым приемником сигналов гидравлических импульсов давления, связанным с затрубным каналом, а первый приемник сигналов гидравлических импульсов давления, связанный с затрубным каналом, воспринимает сигналы упомянутых гидравлических импульсов только при открытом превенторе, причем при циркуляции бурового раствора по линии дросселирования регулируют величину притока углеводородов изменением давления у устья скважины, в процессе упомянутого регулирования давления у устья скважины периодически определяют величину Δt и подбирают величину давления у устья скважины, при котором величина Δt стремится к 0, а затем с учетом величины этого давления определяют значение плотности бурового раствора, при закачке которого устанавливается равновесное состояние в системе скважина-пласт, предотвращающее приток углеводородов и обеспечивающее продолжение углубления скважины.

2. Устройство для контроля за газонефтепроявлением в скважине, включающее приемник сигналов гидравлических импульсов давления, распространяемых от устья до забоя и от забоя до устья скважины, связанный с трубным каналом, и первый приемник сигналов упомянутых гидравлических импульсов, связанный с затрубным каналом, блок управления измерением величин времени t_исх и t_к, счетчик величин t_к и t_исх, блок хранения величины времени t_исх, блок вычисления величины Δt, представляющей собой разность между величиной времени t_к и величиной времени t_исх, блок хранения величины Δt_кp и блок сравнения величины Δt с величиной Δt_кp, при этом величина t_исх представляет собой суммарное время распространения упомянутых сигналов гидравлических импульсов давления в исходном буровом растворе, величина t_к представляет собой суммарное время распространения упомянутых сигналов гидравлических импульсов давления в контролируемом буровом растворе, a Δt_кp представляет собой величину, соответствующую недопустимо интенсивному газонефтепроявлению в скважине, при этом блок управления измерением величин времени t_исх и t_к соединен с блоком хранения величины времени t_исх и с блоком вычисления величины Δt, блок вычисления величины Δt и блок хранения величины Δt_кp соединены с блоком сравнения величины Δt с величиной Δt_кp, отличающееся тем, что оно снабжено вторым приемником сигналов гидравлических импульсов давления, связанным с затрубным каналом и установленным на линии дросселирования, через которую циркулирует буровой раствор при закрытом превенторе, причем превентор закрывают при Δt≥Δt_кp, и при закрытом превенторе работают приемник сигналов гидравлических импульсов давления, связанный с трубным каналом, и второй приемник сигналов гидравлических импульсов давления, связанный с затрубным каналом, а первый приемник сигналов гидравлических импульсов давления, связанный с затрубным каналом, при циркуляции через линию дросселирования в работе не участвует.

3. Устройство по п.2, отличающееся тем, что оно снабжено блоком индикации величины Δt, блоком индикации результатов сравнения величин Δt и Δt_кp, регистратором сигналов величин t_к, t_исх и Δt, блоком световой и звуковой сигнализации и усилителем мощности, через который при достижении Δt≥Δt_кp может передаваться управляющий сигнал на привод превентора, при этом выход приемника сигналов гидравлических импульсов давления, связанного с трубным каналом, подсоединен через первый фильтр, первый усилитель и первый пороговый элемент к первому входу блока управления измерением величины времени t_исх и величины времени t_к, а выход второго приемника сигналов гидравлических импульсов давления, связанного с затрубным каналом, подсоединен через коммутатор, второй фильтр, второй усилитель и второй пороговый элемент ко второму входу блока управления измерением величин времени t_исх и t_к, выход которого подключен к счетчику величин t_к и t_исх, при этом выходы счетчика величин t_к и t_исх соединены с первым входом регистратора сигналов величин t_к, t_исх, с входом блока хранения величины времени t_исх и с первым входом блока вычисления величины Δt, ко второму входу которого подключен выход блока хранения величины времени t_исх, кроме того, первый выход блока вычисления величины Δt подключен к входу блока индикации величины Δt, выходы которого подключены к первому входу блока световой и звуковой сигнализации и ко второму входу регистратора сигналов величин t_к, t_исх и Δt, а второй выход блока вычисления величины Δt соединен с первым входом блока сравнения величины Δt с величиной Δt_кp, а второй вход блока сравнения величины Δt с величиной Δt_кp соединен с выходом блока хранения величины Δt_кp, выходы блока сравнения величины Δt с величиной Δt_кp соединены со вторым входом блока световой и звуковой сигнализации и с входом блока индикации результатов сравнения величин Δt и Δt_кp, при этом выход блока световой и звуковой сигнализации соединен с входом усилителя мощности.