Способ дистанционного контроля параметров раствора на выходе из ствола скважины



Способ дистанционного контроля параметров раствора на выходе из ствола скважины
Способ дистанционного контроля параметров раствора на выходе из ствола скважины
Способ дистанционного контроля параметров раствора на выходе из ствола скважины
Способ дистанционного контроля параметров раствора на выходе из ствола скважины

 


Владельцы патента RU 2602560:

Малюга Анатолий Георгиевич (RU)

Изобретение относится к области нефтяной и газовой промышленности и предназначено для дистанционного экспрессного контроля параметров бурового раствора в циркуляционной системе скважин. При контроле параметров раствора на выходе из ствола скважины, включающем, по меньшей мере, измерение в желобе буровой установки плотности, уровня и скорости течения раствора в процессе его циркуляции по замкнутому технологическому контуру, предусматривающему очистку раствора от шлама, дополнительно измеряют плотность раствора после его очистки. Параметры шлама в виде абсолютных значений объемного и массового выхода в желоб устанавливают в соответствии с зависимостями, приведенными в формуле изобретения. Повышается качество контроля и эффективность бурения. 1 ил.

 

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, а именно - к наземным геолого-технологическим комплексам контроля параметров бурового раствора.

Известен способ дистанционного контроля параметров раствора на выходе из ствола скважины, реализованный с помощью устройства по патенту RU 2085725 C1, Е21В 44/00, 27.07.1997.

Этот способ благодаря совокупности распределенных по замкнутому технологическому контуру циркуляции раствора нейтрон-гамма датчиков обеспечивает определение процента выбуренной породы (шлама) при выходе из ствола скважины.

Недостатком этого способа является использование достаточно сложных алгоритмов вычисления, не учитывающих в расчетах такой реально существующий показатель, как скорость течения раствора. Это при течении в кавернозных стволах сложных по составу растворов может приводить к ошибочным выводам, связанным с вопросами очистки скважин и предотвращения различного рода осложнений, возникающих в процессе бурения. Другим недостатком способа является получение участвующих в расчетах показаний измерений с помощью большого количества громоздких нейтрон-гамма датчиков, обладающих повышенной радиационной опасностью (см. RU 2082152 C1, G01N 9/24, 20.06.1997). Это ограничивает возможности широкого применения способа в комплексах ГТИ (геолого-технологических исследований) при контроле параметров раствора в процессе строительства скважин.

Известен также способ дистанционного контроля параметров раствора на выходе из ствола скважины, реализованный с помощью устройства по патенту RU 2085726 С1, Е21В 47/00, 1997. В этом способе в отличие от вышеуказанного для измерения скорости течения раствора используется отводной от желоба измерительный трубопровод, что из-за неоднозначного перераспределения потоков приводит к увеличению погрешности измерения расхода.

Из известных способов дистанционного контроля параметров раствора на выходе из ствола скважины наиболее близким к предлагаемому по технической сущности является способ, реализуемый с помощью устройства по патенту RU 2520110 C1, Е21В 21/01, Е21В 44/00, 20.06.2014 и включающий по меньшей мере измерение в желобе буровой установки плотности, уровня и скорости течения раствора в процессе его циркуляции по замкнутому технологическому контуру, предусматривающему очистку раствора от шлама.

Недостатком данного способа является отсутствие возможности контроля параметров шлама, основными из которых являются абсолютные значения объемного и массового выхода выбуренной породы в желоб буровой установки. Это затрудняет получение информации о литологической характеристике разреза и коллекторских свойствах продуктивного пласта, приводит к расчетным ошибкам в определении потерь давления буровых насосов, исключает возможность оценки (при известных значениях глубины проходки ствола и номинальном диаметре используемых долот) скопления шламовых пробок на перегибах ствола и осаждения в кавернах опасных для прихватов бурового инструмента частиц выбуренной породы, ухудшает качество контроля за объемным разрушением горной породы и вовлечением шлама в циркуляцию раствора и др. Все это в конечном итоге ведет к снижению эффективности бурения.

Изобретение направлено на устранение указанных недостатков.

Для достижения этого технического результата в предлагаемом способе дистанционного контроля параметров раствора на выходе из ствола скважины, включающем по меньшей мере измерение в желобе буровой установки плотности, уровня и скорости течения раствора в процессе его циркуляции по замкнутому технологическому контуру, предусматривающему очистку раствора от шлама, дополнительно определяют параметры последнего, для чего дополнительно измеряют плотность раствора после его очистки, а параметры шлама в виде абсолютных значений объемного и массового выхода в желоб устанавливают в соответствии с зависимостями

где Qш - объемный выход шлама в желоб;

Qp=υ·S - объемный расход раствора в желобе;

υ - скорость течения раствора, измеренная в желобе;

S - площадь поперечного сечения потока раствора, определенная с учетом геометрии желоба по показанию уровнемера;

ρо - плотность раствора, измеренная после его очистки от шлама;

ρр - плотность раствора, измеренная в желобе;

mш - массовый выход шлама в желоб.

Отличительными признаками предлагаемого способа дистанционного контроля параметров раствора на выходе из ствола скважины от указанного выше наиболее близкого к нему способа является дополнительное измерение плотности раствора после его очистки и определение параметров шлама в виде абсолютных значений объемного и массового выхода в желоб, устанавливаемых в соответствии с зависимостями (1) и (2).

Предлагаемый способ поясняется прилагаемой схемой замкнутого технологического контура циркуляции раствора с датчиками контроля его параметров.

Сущность способа заключается в следующем.

Перед проведением бурения скважины в желобе 1 буровой установки монтируют измерительный комплекс, соответствующий устройству реализации ближайшего аналога (см. RU 2520110 С1). Этот комплекс включает в себя по меньшей мере плотномер 2, измеритель уровня 3 и измеритель скорости 4 течения раствора. Плотномер 2 выполнен в виде радиоизотопного прибора, включающего источник гамма-излучения, представляющий собой радионуклид Na-22, не имеющий ограничений по радиационной безопасности. Измеритель уровня 3 реализует функции электроакустического либо лазерного дальномера, а измеритель скорости 4 течения раствора является прибором, основанным на эффекте Доплера. На отводной трубе 5 системы очистки 6 раствора, обычно включающей в себя вибросито, емкость для очищенного виброситом раствора, шламовый насос и гидроциклонный блок (см. Справочник бурового мастера. Издательство «Недра», 1968, 477 с., с. 366), устанавливают дополнительный плотномер 7, аналогичный по принципу действия основному плотномеру 2. Все измерительные приборы подключают к электронному блоку 8 обработки сигналов, который служит для сбора данных, измерения электрических сигналов и передачи цифровой информации в компьютер 9 с подключенными к нему принтером 10 и выносным индикационным табло 11. После приготовления в приемной емкости 12 раствора его с помощью бурового насоса 13 подают в бурильную колонну 14 без создания осевой нагрузки на долото. В течение небольшого промежутка времени по замкнутому технологическому контуру в указанном на схеме направлении осуществляют циркуляцию раствора для обеспечения так называемого «выравнивания» физико-химических характеристик раствора. Затем создают осевую нагрузку долота на забой и начинают бурение скважин. В процессе бурения раствор с выбуренной породой из затрубья, образованного бурильной 14 и обсадной 15 колоннами, поступает в желоб 1. В желобе 1 с помощью установленных в нем приборов 2, 3 и 4 происходит измерение плотности ρр, уровня и скорости v течения раствора. Одновременно в отводной трубе 5 осуществляется с помощью плотномера 7 измерение плотности ρо очищенного раствора до содержания в нем мелких частиц породы, обычно не превышающих 0,1 мм. В таком состоянии циркулирующий раствор, если не требуется его дополнительная обработка в приемной емкости 12, вновь поступает на вход скважины. При этом показания измерений плотномеров 2 и 7, измерителя уровня 3 и измерителя скорости 4 течения раствора поступают на вход электронного блока 8, а с него после приведения электрических сигналов к виду, удобному для вычислений, - на вход компьютера 9. Для обеспечения процесса вычислений по разработанным алгоритмам (1) и (2) в компьютер 9 вводится информация о геометрии желоба 1, который обычно представляет собой трубу того или иного диаметра. При этом алгоритмы (1) и (2) обеспечивают в процессе обработки данных измерений получение абсолютных значений объемного и массового выхода шлама в желоб 1 и базируются на реально происходящих процессах, свидетельствующих о недостижимости идеальной очистки раствора от мелких взвешенных в нем частиц выбуренной породы. Это позволяет объемный выход части раствора в желоб 1, имеющей плотность ρ0, представить в виде:

Аналогично, плотность шлама в желобе 1:

Очевидно, что для не вступающих в химическую реакцию компонентов раствора объемный выход шлама в желоб 1 будет равен

а его плотность

Подставив (3) в (5) получим алгоритм (1) для абсолютных значений объемного выхода шлама в желоб 1, а с учетом (6) и (1) - алгоритм (2) для определения абсолютных значений массового выхода шлама в указанный желоб.

Предложенный способ дистанционного контроля параметров раствора на выходе из ствола скважины помимо простоты его конструктивной реализации и радиационной безопасности позволит обеспечить новые возможности с точки зрения учета факторов, влияющих на эффективность работы долота на забое и профилактики осложнений, которые могут возникнуть в процессе бурения в неустойчивых разрезах при недостаточной степени очистки ствола скважины.

Способ дистанционного контроля параметров раствора на выходе из ствола скважины, включающий, по меньшей мере, измерение в желобе буровой установки плотности, уровня и скорости течения раствора в процессе его циркуляции по замкнутому технологическому контуру, предусматривающему очистку раствора от шлама, отличающийся тем, что дополнительно определяют параметры последнего, для чего дополнительно измеряют плотность раствора после его очистки, а параметры шлама в виде абсолютных значений объемного и массового выхода в желоб устанавливают в соответствии с зависимостями


где QШ - объемный выход шлама в желоб;
QP=ν·S - объемный расход раствора в желобе;
ν - скорость течения раствора, измеренная в желобе;
S - площадь поперечного сечения потока раствора, определенная с учетом геометрии желоба по показанию уровнемера;
ρO - плотность раствора, измеренная после его очистки от шлама;
ρP - плотность раствора, измеренная в желобе;
mШ.- массовый выход шлама.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, а именно - к наземным геолого-технологическим комплексам контроля параметров бурового раствора. Устройство содержит смонтированные на быстросъемной крышке люка датчик измерителя уровня раствора и подвесной погружной контейнер, разделенный на две части, передняя из которых снабжена электроакустическим преобразователем измерителя скорости потока с коаксиальным кабелем, герметично введенным во вспомогательную воздушную полость контейнера, и обращенным приемоизлучающей поверхностью в сторону нижней внутренней поверхности желоба.

Изобретение относится к методам возвращения в хозяйственный оборот земель, загрязненных нефтепродуктами. Осуществляют извлечение отработанного бурового шлама экскаватором из земляных амбаров на ровную поверхность и просушивание на солнце.

Изобретение относится к емкостям-хранилищам техногенного назначения и может быть использовано для сбора жидких углеводородов при их аварийных разливах. Устройство содержит трубные секции в виде жесткого цилиндрического корпуса с крышкой.

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, а именно к наземным комплексам контроля параметров промывочной жидкости. Устройство содержит аккумулирующую емкость с сетчатым фильтром и выходным отверстием, гидравлически сообщающимся с откалиброванным струйным аппаратом.

Группа изобретений относится к системам для локализации и регулирования жидкостей, получаемых на рабочей площадке, например площадке для бурения нефтяных или газовых скважин.

Изобретение относится к нефтепромысловому оборудованию, в частности к буровым насосам. Буровой насос прямого привода с постоянными магнитами имеет электродвигатель с постоянными магнитами, вал, соединенный с электродвигателем, и блок нагнетания насоса, соединенный с концом вала, противоположным электродвигателю.

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей отрасли, в частности к изоляции и мониторингу текучей среды, используемой для гидроразрыва пласта. Система включает в себя несколько гибких конструкций изоляции текучей среды для хранения текучих сред, применяемых или получаемых в процессе гидроразрыва пласта.

Группа изобретений относится к области охраны окружающей среды и может быть использована при строительстве буровых скважин для размещения отходов бурения. Способ включает создание чаши шламонакопителя, устройство противофильтрационного экрана на днище и бортах чаши.

Изобретение относится к обработке нефтесодержащих отходов и может быть использовано в нефтедобывающей, нефтеперерабатывающей и нефтехимической отраслях промышленности.

Изобретение относится к горной промышленности, в частности к бурению скважин. Устройство для совмещенного механического и термического расширения скважин содержит буровой став с породоразрушающими элементами, размещенную в торце става горелку с магистралями подвода горючего и воздуха, установку пылегазоподавления с встроенной трубой для отвода горячего парогазового потока в окружающую среду, пульт управления, электронагреватели с адсорбером, который имеет вид двух вставленных один в другой и ограниченных поверхностями цилиндров разного диаметра для размещения адсорбента между внутренней стенкой большего цилиндра и внешней стенкой меньшего цилиндра, а внутренней стенкой он насажен на внешнюю поверхность трубы для отвода парогазовой смеси в атмосферу.

Изобретение относится к строительству скважин и может быть использовано для исследований циркуляционных процессов в скважине. Техническим результатом изобретения является повышение точности определения параметров циркуляции бурового раствора для исследования различных скважинных процессов. В способе моделирования циркуляции бурового раствора в скважине определяют свойства исследуемого бурового раствора, фиксируют промысловые значения внутреннего диаметра скважины Dc1 (м) и наружного диаметра бурильных труб dтр1 (м). Далее проводят расчет внутреннего модельного диаметра скважины Dc2 (м) для имитатора ствола скважины с выходным патрубком и наружного модельного диаметра бурильных труб dтр2 (м) для имитатора бурильной колонны модели буровой скважины, используя геометрическое подобие. Затем изготовляют имитатор ствола скважины с выходным патрубком и имитатор бурильной колонны, загружают взвешенную массу шлама в имитатор ствола скважины с выходным патрубком, устанавливают фильтрационную сетку на выходе из выходного патрубка имитатора ствола скважины. Также заполняют емкость для бурового раствора исследуемым раствором, устанавливают фактическую скважинную производительность Q1 (м3/с), определяют значения Рейнольдса для скважины Re1 и для модельной скважины Re2, на основе скорости течения в кольцевом пространстве Vк (м/с), которую выражают как отношение производительности Q (м3/с) к площади поперечного сечения кольцевого пространства скважины S (м2) и внутреннего диаметра скважины Dc (м), наружного диаметра бурильных труб dтр. (м), плотности бурового раствора ρб. р (кг/м3), динамической вязкости η (Па·c), рассчитывают число Рейнольдса Re. После чего приравняют скважинное значение Рейнольдса Re1 к модельному значению Рейнольдса Re2 и определяют модельную производительность бурового насоса Q2 (м3/с). Затем в емкость для бурового раствора погружают насос, соединенный с лабораторным автотрансформатором регулируемым, устанавливают необходимое напряжение на лабораторном автотрансформаторе регулируемом в зависимости от рассчитанного значения модельной производительности бурового насоса Q2 (м3/с). 1 ил., 1 пр.
Наверх