Способ обнаружения газа в промывочной жидкости в процессе бурения скважины

Способ обнаружения газа в промывочной жидкости в процессе бурения скважины

Иллюстрации

Показать все

Реферат

 

СПОСОБ ОБНАРУЖЕНИЯ ГАЗА В ПРОМЫВОЧНОЙ ЖИДКОСТИ В ПРОЦЕССЕ БУТЕНИЯ СКВАЙМНЫ, включающий возбуждение упругих колебаний в промывочной жидкости путем изменения расхода жидкости, закачиваемой в скважину, и регистрацию параметров потока жидкости на выходе из скважины, отличающийся тем, что, с целью сокращения времени определения появления газа в прсшывочной .жидкости , измеряют функции изменения расхода жидкости во времени на входе и вьпсоде из скважины, определяют зависимость коэффициента взаимной корреляции указанных функщгй от времени сдвига, между ними фиксируют значение времени сдвига при максим&льном значении коэффициента взаимной корреляции, сравнивают его с заданс HbiM и по рез.ультату сЬавнения судят (Л о появлении газа в промывочной жидкости . 4 СО 00 оо О9

СОЮЗ СОВЕТСНИК

СОЦИАЛИСТИЧЕСНИХ

РЕСПУБЛИН

А (дц Е 21 В 47/00

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ СССР по делАм изОБРетений и ОтнРытий (21) 3526485/22-03 (22) 23. 12 . 82 (46) 07.03.85. Бюл. К - 9 (72) С.Г.Фурсин и E.Ñ.Êàòûøåâ (71) Специальное конструкторскотехнологическое бюро промысловой геофизики (53) 622.241(088.8) (56) 1. Авторское свидетельство СССР

И - 648720, кл. Е 21 В 47/00, 1974.

2. Авторское свидетельство СССР

Ф 484301, кл. Е 21 В 47/04, 1972 (прототип). (54)(57) СПОСОБ ОБНАРУЖЕНИЯ ГАЗА В

ПРОИЫВОЧНОЙ ЖИДКОСТИ В ПРОЦЕССЕ

БУРЕНИЯ СКВАЖИНЫ, включающий возбуждение упругих колебаний в промывочной жидкости гутем изменения расхода

„„SU„„, 1143833 жидкости, закачиваемой в скважину, и регистрацию параметров потока жидкости на выходе из скважины, о т— л и ч а ю шийся тем, что, с целью сокращения времени.определения появления газа в промывочной жидкости, измеряют функции изменения расхоца жидкости во времени на входе и выходе из скважины, определяют зависимость коэффициента взаимной корреляции укаэанных функций от времени сдвига, между ними фиксируют зна, чение времени сдвига при максимальном значении коэффициента, взаимной корреляции, сравнивают его с задан- д ным и по результату сравнения судят о появлении газа в промывочной жидкости, 11438

Изобретение относится к способам исследования скважин в процессе буре ния, в частности к способам оперативного прогнозирования нефтегазовых выбросов, что может найти применение в перспективной технологии бурения на равновесии.

Известен способ обнаружения газа в промывочной жидкости, основанный на завчсимости скорости звука (упру- 10 гих волн) в жидкости от ее газосодержания, включающий создание импульсов давления в призабойной зоне, одновременную передачу этих импульсов на устье по гидравлическим кана- 15 лам бурильных труб и затрубного пространства, прием этих импульсов в бурильных трубах и затрубном пространстве и измерение разности задержек прихода их с забоя на устье (1 . 20

Существенным недостатком этого способа является ограниченная глуби,на исследования скважин из-за силь„ного затухания коротких гидравлических импульсов в гидравлическом кана- д ле связи. Практически она ограничена на 2 — 3 км.

Известен также способ обйаружения газа в промывочной жидкости в процессе бурения скважины, включающий возбуждение упругих колебаний в про,мывочной жидкости путем изменения расхода жидкости, закачиваемой в скважину, и регистрацию параметров потока жидкости на выходе из скважины $2.1.

Недостатком известного способа является очень большое время, затрачиваемое на одно измерение, равное времени транспортирования пачки раствора, разбавленной флюидом, на поверхность. Для скважин глубиной

2-5 км это время составляет обычно

1-3 . .ч а

Практически это ведет к невозмож,ф5 ности использования указанного способа для оперативного предупреждения возможного нефтегазового выброса.

Целью изобретения является сокращение времени определения появления газа в промывочной жидкости до вели50 чини порядка нескольких минут.

Эта цель достигается тем, что согласно способу обнаружения газа в промывочной жидкости в процессе бурения скважины, включающему возбужде55 ния упругих колебаний в промывочной жидкости путем изменения расхода закачиваемой в скважину жидкости, и

33 3 регистрацию параметров потока жидкости на выходе иэ скважины, имеряют функции изменения расхода жидкости во времени на входе и выходе из сква. жины, определяют зависимость коэффициента взаимной корреляции указанных функций от времени сдвига, между ними фиксируют значения времени сдвига при максимальном значении коэффициента взаимной корреляции, сравнивают его с заданным значением и по результату .сравнивания судят о поФ явлении газа в промывочной я идкости.

Изменение расхода жидкости во времени можно создать искусственно сбрасывать часть жидкости из нагнетательной линии, управлять насосами и т.д.) или можно использовать естественные случайные флюктуации расхода жидкости во времени, если они имеют величину, равную или более уровня шумов выходных сигналов используемых расходомеров.

В предлагаемом способе используется зависимость скорости прохождения различных возмущений в жидкости (гидравлических ударов, изменений расхода и т.д.) от газосодержания.

Последние распространяются со скоростью звука в жидкости.

Измеряя время прохождения изменений расхода по всей длине гидрав Лйческого канала от насосов до выхода раствора на поверхность, сравнивают его с минимальным временем прохожде: ния изменений расхода, измеренным при отсутствии газа в промывочной жидкости. При превышении измеренного времени над минимальным судят о появлении газа в промывочной жидкости.

Увеличение минимального времени прохождения сигналов в связи с ростом глубины скважины легко учитывается из-за их пропорциональной зависимосТНо

Время прохождения изменений расхода о гидравлическому каналу определяют, используя известный алгоритм нахождейия взаимной корреляционной функции двух сигналов. т, „ 4 ") к о где Т вЂ” интервал обработки сигналов;

g.(4) — функция изменения расхода

1 во времени на входе в скважину

3 1143 (1+А) — функция изменения расхода во времени на выходе из скважины;

Т вЂ” временный сдвиг двух функций (время запаздывания)

IIpH K = K . (= 8/Ч где 1 — длина гидравлического канала связи; и — скорость звука в буровом ра- . створе. 1а

Значение ь при К = К „ и

< есть искомое время прохождения изменений расхода по скважине.

Значение К „, отображающее функциональную связь между функциями рас-1» хода на входе и выходе из скважины, несет дополнительную информацию о перетоках в системе скважина-пласт.

По мере поступления пластового флюида с газом в скважину ега подъема к дневной поверхности и увеличения . газовой фазы в затрубном пространстве значение коэффициента взаимной корреляции уменьшается что дополнительно используется для обнаружения флюида в затрубном пространстве и прогнозирования нефтегазовых выбросов.

Вычисление Кч „„ и соответстч,2 исааке вующее ему ь можно производить, применяя устройство, работающее по известному принципу коррелятора экстремального типа, который автомати-чески осуществляет вычисление при

К д eaxc °

Более простой вариант реализа35 ции способа заключается в генерирова,нии одиночных импульсов расхода жидкости на входе в скважину, например, путем сбрасывания части жидкости (3-20%) из нагнетательпой линии на ремя, обеспечивающее незначитель,ное затухание импульсов в гидравли1Теском канале и прямом изменении времени задержки между импульсами расхода на входе и выходе из скважины, а также величины их затухания.

На фиг. 1 дан график расхода, входящий и выходящий .из скважины жидкости, поясняющий прохождение зонди- 50 рующих импульсов по скважине; на фиг. 2 и 3 — предпочтительные варианты устройства для реализации предлагаемого способа; на фиг, 4 — графики параметров 1 „ - задержка уп- 55 ругай волны на единицу глубины скважины, с „ — амплитудный коэффициент затухания упругой волны, используе-

833 4 мые для обнаружения газа и промывочной жидкости.

На фиг. 1 показаны импульсы расхода промывочной жидкости, регистрируемые входным расходомером и те же импульсы, зафиксированные выходным расходомером после прохождения их по скважине„ Измеряемыми параметрами являются задержки импульсов Ф и амплитуды Ао и А, соответственно на входе и выходе из скважины. При этом могут быть использованы как случайные импульсы на входе в скважину, так и периодические импульсы.

Упрощенный вариант устройства (фиг. 2) включает сбросный клапан 1 установленный в нагнетательной линии 2 буровых насосов, блок управ ления 3 клапаном, расходомер 4, установленный в выходном желобе 5, блок 6 измерения амплитуды импульсов расхода, соединенный с регистратором-сигнализатором 7 и блок 8 измерения интервалов времени, соединенный с блоком 3 управления, расходомером 4 и регистратором-сигнализато- ром 7.

Устройство работает следующим образом.

В процессе бурения скважины сигнал с блока 3 управления открывает клапан i для сброса определенной части нагнетаемой в бурильные трубы промывочной жидкости и создания зондирующих импульсов постоянной амплитуды. Этот же сигнал запускает измеритель интервалов времени 8. Импульс расхода после прохождения по скважине фиксируется расходомером 4, сиг-. нал, с которого подается на измеритель интервалов времени, в котором измеряется время 1З, а также и блок б измерения амплитуды импульсов расхода 6, в котором измеряется параметр А . Измеренные параметры Ф и и

А> фиксируются регистратором-сигнализатором 7.

Более. удобно пользоваться параметрами. „ и ц, отнесенными к единице длины скважины, т.е.

1п ( с(„Другой вариант устройства (фиг.3). включает сбросный клапан 9, блок 10" управления клапаном, глубиномер 11, расходомеры 12 и 13, установленные соответственно на входе и выходе из

1143833,У ,скважины, корреляционный измеритель

14 интервалов времени, например, экстремального типа, вычислительные блоки 15 16 и регистратор-сигнализатар

17. 5

В процессе бурения скважины случайные естественные флюктуации расхода ,насосов (или создаваемые искусственно с помощью блока 10 управления и клапана 9), измеряются расходомером

12 и после прохождения по скважине расходомером 13. Сигналы с расходо:меров поступают на входы корреляциочного измерителя 14, в котором измеряется параметр . Далее сигнал, 15 пропорциональный 1, поступает в

5 блок 15, где с учетом действующей глубины скважины, вычисляется параметр который фиксируется регистразн

-.oðîè- сигнализатором 17. Одновременно в положении максимума. функции взаимной корреляции с дополнительного выхода корреляционного измерителя

l4 в блок 16 поступают сигналы, . Ф

2s пропорциональные параметрам А и А> (или их среднеквадратичным значениям), где с учетом действующей глубины скважины вычисляется параметр: который также фиксируется регистратором-сигнализатором 17.

Возможность измерения суммарного содержания газа в скважине, достигаемая предложенным способом, позволяет использовать его и в случае бурения скважины на аэрированной промывочной жидкости. Дпя этого дополнительно контролируют расход используемого для аэрации воздуха на устье скважины.

Использование предлагаемого способа позволяет контролировать процесс бурения глубоких и сверхглубоких скважин, повышает технику безопасности при геологоразведочных работах, уменьшает загрязнение окружающей среды, а также способствует реализации наиболее оптимального способа проводки скважин-бурения на равновесии, когда вероятность выбросов высока..Технологическая эффективность cnocîáà заключается в возможности прогноза нефтегазовых выбросов в глубоких скважинах с помощью простых поверхностных устройств.

1143833

4 аР Фоли

Як@ g/ðó

Составитель А.Назаретова

Редактор А.Шандор ТехредС.Йовжий Корректор Н.Король (Заказ 867!2б Тираж 540 Подписное

ВНИИПИ Государственного-комитета СССР по делам изобретений и открытий

113035, Москва, Ж-35, Раушская наб., д. 4/5

Филиал ППП "Патент",, г. Ужгород, ул. Проектная, 4