Способ определения расположения нижней границы консолидированного слоя торосов и стамух при электротермобурении

Изобретение относится к ледоведению и ледотехнике и может быть использовано в ледовых исследованиях, в частности в районах добычи углеводородов на шельфе замерзающих морей. Технический результат заключается в определении глубины расположения нижней границы консолидированного слоя при бескерновом бурении. Согласно способу осуществляют тепловое электрическое бурение скважин во льду с записью на компьютер или логгер скорости бурения, одновременно с бурением производят отсос с края рабочей части нагревательной коронки талой воды, которая по шлангу подается на поверхность льда к месту нахождения оператора бурения. Оператор визуально контролирует наличие и интенсивность потока жидкости, фиксируя переход от воздушно-водяной смеси к постоянному потоку жидкости отметкой на компьютерной записи скорости бурения нажатием специальной кнопки. Сопоставляют зависимость скорости бурения с отметкой оператора о наличии постоянного потока воды с учетом времени прохода воды из скважины по шлангу до выхода из насоса, изменение скорости бурения, соответствующее переходу бура из плотного льда в рыхлый лед или пустоту, ближайшее к метке, определяют как выход бура из консолидированного слоя и фиксируют глубину расположения нижней границы консолидированного слоя. 1 з.п. ф-лы.

 

Изобретение относится к ледоведению и ледотехнике и может быть использовано в ледовых исследованиях, в частности в районах добычи углеводородов на шельфе замерзающих морей.

Торос представляет собой хаотическое нагромождение льда, находящееся на плаву, и частично смороженное. Стамуха представляет собой неподвижный торос, образовавшийся или придрейфовавший на мелководье и сидящий на грунте. Задачей исследования внутреннего строения льда является оценка возможных воздействий этих ледяных образований на различные морские сооружения. Одной из важнейших характеристик торосов и стамух, интересующих разработчиков, является толщина консолидированного слоя (КС). Консолидированная часть льда - это слой смороженных кусков льда. Эта часть льда водонепроницаема, поэтому при тепловом бурении-плавлении в скважине находится талая вода.

Известные дистанционные методы исследования льда, такие как радиолокация и гидролокация, не могут обеспечить получение достоверных данных о расположении границ и толщине КС торосов и стамух из-за помех при зондировании неоднородного льда. Для таких исследований обычно проводят бурение скважин во льду с отбором или без отбора керна.

Известен способ определения расположения и толщины КС по извлеченному из скважины керну. Во время бурения по провалам бура фиксируются встречающиеся пустоты и по глубине погружения керноотборника определяются их расположение по вертикали. По анализу текстуры льда блоков керна и глубине их расположения определяется участок керна, соответствующий КС. Достоинством данного способа является достоверность определения толщины КС. Недостатками являются низкая точность (отклонение до 0,1 м) определения расположения КС по глубине и высокая трудоемкость отбора кернов, не позволяющая выполнить массовое исследование КС ледяного образования.

Известен способ определения расположения нижней границы КС по измерениям температуры льда в скважинах. Температура льда в пределах консолидированного слоя изменяется линейно от самой низкой в верхней части слоя до температуры замерзания воды на нижней его границе. На глубине ниже КС наблюдается гомотермия. Достоинством данного способа является достоверность определения расположения нижней границы КС. Недостатками являются неоднозначность определения расположения верхней границы КС и высокая трудоемкость, позволяющая выполнить исследование температуры ледяного образования всего в нескольких точках.

Известен способ определения расположения и толщины КС по исследованиям локальной прочности льда в скважине с помощью зонд-индентора [1]. Измеряется распределение локальной прочности льда в скважине по глубине, затем выделяется участок скважины, располагающийся в районе уровня воды, где локальная прочность льда имеет высокие значения. Этот участок соответствует КС. Достоинством данного способа является достоверность определения наличия прочного льда, соответствующего КС, на горизонтах, где выполняется зондирование. Недостатком является приблизительность определения границ расположения КС, т.к. зондирование выполняется с интервалом не менее 0,3 м.

Известен способ определения расположения нижней границы КС по моменту появления в скважине морской воды при механическом бурении. Способ основан на том, что КС водонепроницаем, а в момент, когда бур выходит из КС в полость, сообщающуюся с морем, в скважине появляется вода. Достоинством данного способа является его простота, недостатками являются недостаточная точность определения глубины расположения нижней границы КС и невозможность его использовать, если превышение верхней границы льда торосистого образования над уровнем моря составляет выше 0,5-1 м из-за невозможности визуально зафиксировать момент появления воды в скважине.

Известен способ определения расположения и толщины КС по скорости погружения бура при бурении ледяного образования. Фиксируется, на каких участках скважины бур погружался медленно, с трудом. Эти участки отмечаются как соответствующие плотному льду. Первый такой участок плотного льда, расположенный ниже уровня воды, соответствует КС. Наиболее близким является «Способ определения структуры торосов и стамух, свойств льда и границы льда и грунта» [2], когда участки плотного льда определяются по компьютерной записи скорости погружения термобура. Достоинством этого способа с компьютерной записью скорости бурения является возможность определения величины и расположения пустот во льду с высокой точностью, а также возможность непосредственного определения расположения нижней границы КС по давлению воды над нагревательной коронкой. Недостатком данного способа является то, что при низких температурах воздуха измерение давления воды в скважине представляет трудности и даже становится невозможным, а без записи давления воды в некоторых случаях присутствует неоднозначность в определении границ КС, например если в КС присутствуют каверны. Бур проваливается в каверну, на записи фиксируется пустота, формально ниже которой начинается новый блок льда.

Целью настоящего изобретения является получение при бескерновом электротермобурении объективной информации для определения расположения нижней границы КС.

Указанная цель достигается следующими действиями.

1. Для бурения торосов и стамух в составе электротермобура используют «Устройство для бурения скважин в ледяных образованиях» [3], в дальнейшем - нагревательная коронка.

2. В процессе теплового бурения-плавления льда производят запись на компьютер скорости бурения.

3. Одновременно с бурением производят отсос талой воды с края рабочей части нагревательной коронки. Эта вода по шлангу подается на поверхность льда к месту нахождения оператора бурения с тем, чтобы он мог визуально контролировать наличие и интенсивность потока жидкости. Мощность насоса должна быть подобрана так, чтобы вся талая вода, образующаяся при бурении, откачивалась наверх. Таким образом, во время бурения паруса и КС торосистого образования оператор бурения визуально фиксирует наличие на выходе насоса воздушно-водяной смеси. Как только термобур проходит сквозь КС, в скважине появляется морская вода и на выходе насоса появляется постоянный поток воды. В этот момент оператор бурения ставит отметку на компьютерной записи скорости бурения нажатием специальной кнопки.

4. При последующей обработке этих данных на компьютере сопоставляется зависимость скорости бурения с отметкой оператора о наличии постоянного потока воды с учетом времени прохода воды из скважины по шлангу до выхода из насоса. Изменение скорости бурения, соответствующее переходу бура из плотного льда в рыхлый лед или пустоту, ближайшее к метке, определяется как выход бура из КС. Соответственно, глубина перехода термобура из плотного льда в рыхлый лед или пустоту определяется как глубина расположения нижней границы КС.

Осуществление данного способа исследования КС торосов и стамух производится путем модернизации электротермобура для возможности отсоса талой воды с края нагревательной коронки и подачи ее по шлангу на поверхность льда. Электропитание насоса для откачки воды осуществляется от того же генератора, что и электротермобур. Насос располагается в непосредственной близости от оператора бурения с тем, чтобы он мог постоянно контролировать интенсивность потока воды на выходе из насоса.

Данный способ применим только для случаев, когда верхняя граница КС располагается выше уровня воды, что практически наблюдается в большинстве торосистых образований.

Предлагаемый способ обеспечивает получение большого объема необходимой объективной информации о КС торосов и стамух. Экономический эффект от использования предлагаемого способа состоит в экономии времени высококвалифицированных специалистов при полевых работах. Учитывая повышенный интерес к строению торосистых образований в районах добычи углеводородов на шельфах замерзающих морей, настоящее предложение можно считать актуальным.

Источники информации

1. Ковалев С.М., Никитин В.А., Смирнов В.Н., Шушлебин А.И. Способ определения физико-механических свойств ледовых образований в натурных условиях в скважинах. Патент на изобретение №2238018 от 27.02.2009. Бюллетень №6.

2. Морев В.А., Морев А.В., Харитонов В.В. Способ определения структуры торосов и стамух, свойств льда и границы льда и грунта. Патент на изобретение №2153070 от 20.07.2000. Бюллетень №20.

3. Морев В.А., Морев А.В., Харитонов В.В., Никифоров А.Г. Устройство для бурения скважин в ледяных образованиях. Патент на полезную модель №52068 от 03.10.2005 г. Бюллетень №7.

1. Способ определения расположения нижней границы консолидированного слоя торосов и стамух, характеризующийся тем, что осуществляют тепловое электрическое бурение скважин во льду с записью на компьютер или логгер скорости бурения, одновременно с бурением производят отсос с края рабочей части нагревательной коронки талой воды, которая по шлангу подается на поверхность льда к месту нахождения оператора бурения, с тем, чтобы он мог визуально контролировать наличие и интенсивность потока жидкости, фиксируя переход от воздушно-водяной смеси к постоянному потоку жидкости отметкой на компьютерной записи скорости бурения нажатием специальной кнопки, сопоставляют зависимость скорости бурения с отметкой оператора о наличии постоянного потока воды с учетом времени прохода воды из скважины по шлангу до выхода из насоса и изменение скорости бурения, соответствующее переходу бура из плотного льда в рыхлый лед или пустоту, ближайшее к метке, определяют как выход бура из консолидированного слоя и фиксируют глубину расположения нижней границы консолидированного слоя.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что откачиваемую из забоя талую воду, образующуюся при бурении, пропускают через расходомер, при этом измеренные данные записывают на компьютер одновременно с другими параметрами и при обработке сопоставляют зависимость скорости бурения с расходом воды с учетом времени прохода воды из скважины по шлангу до выхода из насоса и изменение скорости бурения, соответствующее переходу бура из плотного льда в рыхлый лед или пустоту, ближайшее к резкому возрастанию расхода воды, определяют как выход бура из консолидированного слоя и фиксируют глубину расположения нижней границы консолидированного слоя.



 

Похожие патенты:

Использование: для проверки вибрационного датчика. Сущность изобретения заключается в том, что измеряют множество температур с использованием температурного датчика и измеряют множество периодов времени датчика с использованием сборки датчика.
Изобретение относится к измерительной технике, а именно к способам для определения различных параметров жидкостей, в частности нефтепродуктов, хранимых или перевозимых в резервуарах, например железнодорожных цистернах, и может быть использовано в системах определения объема и массы жидкостей.

Использование: анатомические, физиологические и экологические исследования при определении объемов трахейной системы насекомых и других внутриполостных газовых объемов беспозвоночных животных, а также измерительная техника при определении объемов газа в упругих телах.

Использование: для измерения плотности твердых тел. Сущность изобретения заключается в том, что мобильный рентгеновский плотномер включает рентгеновский генератор с окном, формирующим широкополосный панорамный пучок излучения, два энергодисперсионных детектора, регистрирующих излучение, обратно рассеянное от анализируемого объекта, два датчика расстояния для учета влияния изменения геометрии в процессе измерения при движении, при этом между детекторами и окном рентгеновского генератора установлена мишень из материала, испускающего характеристическое рентгеновское излучение с энергией в диапазоне от 15 до 35 кэВ, выполненная в виде удлиненной прямоугольной пластины, изогнутой по поперечной оси симметрии и обращенной выпуклой поверхностью в сторону окна рентгеновского генератора и узкими сторонами к детекторам, а каждый детектор снабжен дополнительным коллиматором, пропускающим пучок характеристического рентгеновского излучения мишени в детектор.

Способ относится к области измерительной техники и может быть использован для оперативного контроля уровня и плотности жидкости в баках резервуарного парка, что актуально для предприятий нефтедобывающей, нефтеперерабатывающей, авиационной, медицинской, пищевой промышленности.

Изобретение относится к медицине, а именно к медицинской технике, и может быть использовано для измерения плотности биологической текучей среды неинвазивным способом.

Изобретение относится к измерительной технике и предназначено для определения уровня, мгновенной и интегральной насыпной плотности груза в полувагонах железнодорожного транспорта, обнаружения негабаритного груза, выявления отклонений от сортности, а также для построения распределения уровня (насыпной плотности) по длине полувагона.

Изобретение касается устройства и способа определения плотности жидкости, в частности, сжиженного газа. Устройство для определения плотности жидкости содержит поплавок (20), по меньшей мере одну воздействующую на поплавок (20) измерительную пружину (30, 40), упругая деформация которой является мерой подъемной силы поплавка (20), и магнит (28), который предназначен для регистрации упругой деформации измерительной пружины (30, 40) посредством магнитострикционной системы измерения положения.

Изобретение относится к области измерительной техники и может быть использовано для измерении плотности сырой нефти в градусах API. Устройство для применения при измерении плотности сырой нефти в градусах API содержит трубопровод (1) для нефти, термопару (4) в трубопроводе для измерения температуры нефти при контакте с ней, сапфировое окно (3) в трубопроводе, инфракрасный термометр (5, 6) для измерения температуры нефти через окно и средство (20) для сравнения измерений температуры, полученных термометрами, с получением меры излучательной способности сырой нефти и, таким образом, ее плотности в градусах API.

Изобретение относится к горно-перерабатывающей промышленности и может быть использовано в процессах переработки и обогащения железорудного сырья, что ферромагнитные свойства.

Изобретение относится к горнодобывающей промышленности и может быть использовано при контроле состояния пород кровли горных выработок. Технический результат заключается в упрощении измерений и конструкции реперной станции и возможности повторного ее использования.

Изобретение относится к устройству для мониторинга и способу мониторинга отдельного слоя кровли в горной разработке на основе волоконной решетки. Технический результат заключается в повышении безопасности за счет более высокой эффективности мониторинга и точности измерений.

Устройство для измерения деформаций земной поверхности относится к области измерительной техники, в частности к методу измерения относительных перемещений двух точек на земной поверхности или отдельных участков инженерных и строительных сооружений, разнесенных на значительные расстояния, происходящих из-за воздействия природных и экзогенных процессов.

Изобретение относится к способу определения напряженного состояния материалов, например горных пород. Технический результат заключается в повышении точности оценки напряженного состояния материалов, из которых состоит сооружение, и, соответственно, повышении надежности его эксплуатации.

Изобретение относится к горному делу и может быть использовано для измерения раскрытия трещин при проведении геомеханического мониторинга. Способ включает бурение скважин и шпуров в подземных горных выработках.

Изобретение относится к горной промышленности и предназначено для определения энергоемкости разрушения горных пород в скважинах, пробуренных из подземных горных выработок.

Способ контроля напряженного состояния массива горных пород предназначен для определения пространственного распределения напряжений в окрестности горной выработки и глубины максимума зоны опорного давления.

Изобретение относится к испытательной технике, а именно к механическим испытаниям горных пород при объемном сжатии в режиме жесткого нагружения, обеспечивающем контроль процесса деформирования образцов за пределом прочности.

Изобретение относится к горному делу, предназначено для осуществления контроля напряженно-деформированного состояния (НДС) массива горных пород, в том числе имеющего блочную структуру, и может быть использовано для оценки и прогноза устойчивости горных выработок при производстве добычных работ.

Способ заключается в том, что управляюще-регистрирующий сервер регистрирует измерительные сигналы колебаний из установленных в прилегающих к лаве штреках трехмерных геофонных измерительных зондов, синхронно пространственно ориентированных во всех измерительных каналах и в синхронизированном временном интервале, а также в тесной корреляции с сигналами, информирующими о режиме работы и местоположении очистного комбайна в выработке лавы и на этой основе, при взаимодействии с преобразующим сервером, локализует сейсмические явления.

Система предназначена для определения плотностей и пропорций фаз в потоке многофазной текучей среды (ПМТС), которая может включать в себя нефтяную фазу, водную фазу и газовую фазу из скважины. Система содержит первый плотномер, который измеряет ПМТС в местоположениях, где фазы ПМТС часто являются разделенными, второй плотномер, который измеряет ПМТС с выхода фазового смесителя-гомогенизатора, и третий плотномер, который в реальном времени измеряет ПМТС там, где газовая фаза начинает отделяться или отделилась от жидкой фазы, но где жидкие фазы не разделились. Система также содержит один или более процессоров для выполнения одной или более программ для определения плотности нефтяной фазы, плотности водной фазы, плотности газовой фазы и пропорций фаз, в том числе обводненности и объемной доли газа, на основе показаний первого, второго и третьего плотномеров. Технический результат – повышение точности и безопасности. 3 н. и 17 з.п. ф-лы, 8 ил.
Наверх