СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ НАЧАЛА ПРОЯВЛЕНИЯ ПЛАСТОВОГО ФЛЮИДА И ПОГЛОЩЕНИЯ БУРОВОГО РАСТВОРА И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ Российский патент 1995 года по МПК E21B45/00 

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и предназначено для определения начала проявления пластового флюида и поглощения промывочного агента при бурении скважин.

Известен способ определения начала появления и выброса при бурении скважин, заключающийся в измерении и записи во времени объема промывочной жидкости в приемных емкостях, расчете допустимого значения прироста объема жидкости, определении исходного значения объема промывочной жидкости в приемных емкостях и давления на стояке, измерении в процессе бурения текущих значений объема и давления жидкости, сравнения их с исходными и определении начала проявления и выброса по изменению указанных объема и давления [1].

Недостатком способа является низкая точность определения начала проявления и выброса, так как информация, получаемая о начале проявления и выброса в процессе бурения, значительно отстает от реальных процессов.

Известен способ определения начала проявления и выброса при бурении скважин, при котором производят одновременно измерение и запись во времени следующих параметров: механической скорости проходки, объема выходящего из скважин раствора в процентах от закачиваемого, объема раствора в приемных емкостях, удельного веса выходящего из скважины бурового раствора [2].

Известно устройство для автоматического измерения дифференциального расхода бурового раствора в процессе бурения, содержащее циркуляционную систему, датчики расхода бурового расхода раствора на входе в скважину и на выходе из нее, сумматор и регистратор [1].

Недостатками устройства являются низкая точность определения дифференциального расхода и связанное с ним определение начала проявления и выброса пластового флюида при бурении скважин, так как используется принцип вычисления разности двух, отличающихся на небольшую величину, сигналов независимых датчиков.

Известно устройство, содержащее циркуляционную систему, датчики расхода бурового раствора на входе в скважину и на выходе из нее, сумматор, регистратор, блок выделения модуля, блок памяти, линию задержки и три ключа.

Недостатком известного способа и устройства является низкая точность определения начала выброса и проявления в связи с низкой чувствительностью при определении контролируемых параметров от начала выброса и проявления, а также в связи с неоднозначностью толкования измерений контролируемых параметров.

Цель изобретения - повышение точности определения начала проявления пластового флюида и поглощения бурового раствора проницаемым пластом.

Цель достигается тем, что в способе определения начала проявления пластового флюида и поглощения бурового раствора, включающем измерение расхода бурового раствора на входе в скважину и на выходе из нее, измерение плотности бурового раствора на выходе из скважины и определение дифференциального расхода, дополнительно измеряют плотность бурового раствора на входе в скважину, определяют значение дифференциальной плотности бурового раствора на входе из скважины, устанавливают значение внутреннего диаметра трубопровода в месте измерения расхода бурового раствора на входе в скважину, по полученным данным определяют значение абсолютного приращения динамического давления на выходе из скважины, при этом измерение указанных параметров и определение абсолютного приращения динамического давления осуществляют многократно, затем вычисляют среднее значение и величину неоднородности абсолютного приращения динамического давления; сравнивают текущее среднее значение абсолютного приращения динамического давления со средним значением, а результат этого сравнения - с величиной неоднородности распределения абсолютного приращения динамического давления, полученных по результатам предыдущих измерений, и по результатам сравнения с учетом знака дифференциального расхода судят о начале проявления пластового флюида или поглощения бурового раствора.

Цель достигается также тем, что устройство для определения начала проявления пластового флюида и поглощения бурового раствора, содержащее циркуляционную систему, датчики расхода бурового раствора на входе в скважину и на выходе из нее, блок выделения модуля, блок памяти, три ключевых элемента, сумматор и регистратор, дополнительно снабжено датчиками плотности бурового раствора на входе и выходе из скважины, тремя блоками сравнения, двумя линейными усилителями, четырьмя блоками умножения, пороговым блоком, блоком вычислителя значения и величины неоднородности абсолютного приращения динамического давления, тактовым генератором, вторым регистратором, вторым блоком выделения модуля и вторым блоком памяти, при этом выходы датчиков плотности бурового раствора подсоединены к входам первого блока сравнения, выходы датчиков расхода бурового раствора подсоединены к входам второго блока сравнения, выход первого и первый выход второго блоков сравнения подсоединены соответственно к входам первого и второго блоков выделения модуля, второй выход второго блока сравнения связан с первым регистратором, второй и третий выходы датчика расхода бурового раствора на входе в скважину через первый и второй линейные усилители связаны с первыми входами первого и второго блоков умножения, к вторым входам которых подсоединены выходы первого и второго блоков выделения модуля соответственно, выходы первого и второго блоков умножения подсоединены к первым входам третьего и четвертого блоков умножения соответственно, к вторым входам которых подключены выходы датчиков плотности и расхода на входе в скважину соответственно, выходы третьего и четвертого блоков умножения связаны с входами сумматора, выход которого подключен к блоку вычислителя среднего значения и величины неоднородности абсолютного приращения динамического давления, первый выход которого подключен через первый и второй ключевые элементы к входам первого блока памяти, выход которого подключен к одному из входов третьего блока сравнения, второй вход которого соединен с выходом второго блока памяти, к входам второго блока памяти подключен второй выход первого ключа элемента и первый выход тактового генератора, причем первый, второй и третий выходы тактового генератора подключены соответственно к вторым входам первого, второго и третьего ключевых элементов, второй выход блока вычисления среднего значения и величины неоднородности абсолютного приращения динамического давления - через третий ключевой элемент, а третий выход тактового генератора и выход третьего блока сравнения непосредственно подключены соответственно к трем входам порогового блока, выход которого соединен с входом второго регистратора.

Выбор приемов предлагаемого способа определяется тем, что динамическое давление обладает высокой чувствительностью к процессам проявлений пластового флюида и поглощения бурового раствора в скважине, значение абсолютного приращения динамического давления функционально связано с изменениями параметров циркуляции бурового раствора через скважину. Абсолютное приращение динамического давления на выходе из скважины имеет вид:
P=ρ Q + , (1) где / ΔР_дин/ - абсолютное приращение динамического давления, н/м²;
ρ - плотность бурового раствора на входе в скважину, кг/м³;
Q - расход бурового раствора на входе в скважину, м³/с;
/Δρ / - абсолютное значение приращения плотности бурового раствора, кг/м³;
/ ΔQ/ - абсолютное значение приращения расхода бурового раствора, м³/с;
d - внутренний диаметр трубопровода, м.

Таким образом, по совокупности полученных результатов определяют значение абсолютного приращения динамического давления на выходе из скважины по формуле (1). В реальном процессе бурения имеет место относительно малые колебания дифференциального расхода и плотности бурового раствора, связанные с потерями раствора на фильтрацию в стенке скважины и в пласт, а также в системе очистки, и изменения плотности бурового раствора за счет поступления в него выбуренной породы и т. п. Изложенное приводит к тому, что в процессе бурения величина ( ΔР_дин), во-первых, является случайной величиной; во-вторых - отличной от нуля в каждом измерении. Однако для определения начала отклонения процесса циркуляции бурового раствора от нормального необходимо текущее среднее значение величины </ ΔР_{дин.тек}/> сравнивать со средним значением </ ΔР_дин/>, определенного по результатам предыдущих многократных измерений. Результат указанного сравнения сравнивают с величиной неоднородности значения абсолютного приращения динамического давления, определенного по результатам предыдущих измерений / ΔР_дин/i (i = 1, 2, ... n). Мерой неоднородности абсолютного приращения динамического давления является величина
Δ=t_α,n, (2) где t_α,n - безразмерный коэффициент Сююдента при заданном уровне значимости α и при числе измерений n;
σ_/Δ/ - среднеквадратическое отделение случайной величины / ΔР_дин/, н/м².

Таким образом, анализируя зависимость </ ΔР_{дин,тек}/> - </Δ Р_дин/>, судят о процессе циркуляции бурового раствора через скважину. Превышение указанной разностью величины Δ , т. е. выполнение условия:
<P> - <P>>t_α,n (3) указывает о начале осложнения процесса бурения. Для определения направленности процесса выясняют знак величины дифференциального расхода, и положительный (+) свидетельствует о начале проявления или выброса, отрицательный (-) - о начале поглощения бурового раствора в скважине.

На чертеже представлена блок-схема устройства для осуществления способа определения начала проявления пластового флюида и поглощения бурового раствора.

Устройство содержит датчики 1 и 2 соответственно плотности бурового раствора на входе в скважину и на выходе из нее, датчики 3 и 4 соответственно расхода бурового раствора на входе в скважину и на выходе из нее, первый, второй и третий блоки 5, 6, 7 сравнения соответственно; первый и второй блоки 8, 9 выделения модуля соответственно; первый и второй линейные усилители 10, 11 соответственно; первый, второй и четвертый блоки 12, 13, 14, 15 умножения соответственно; сумматор 16, блок 17 вычислителя среднего значения и величины неоднородности абсолютного приращения динамического давления 17, тактовый генератор 18, первый, второй и третий ключевые элементы 19, 20, 21 соответственно; первый и второй блоки 22, 23 памяти соответственно; пороговый блок 24, первый и второй регистраторы 25, 26 соответственно. Передачу сигналов осуществляют через электрические связи, обозначенные на схеме сплошными линиями.

Способ осуществляют следующим образом.

Сигналы с датчиков 1 и 2 плотности и датчиков 3 и 4 расхода бурового раствора поступают на входы блоков 5 и 6 сравнения. На выходах блоков сравнения образуются сигналы, пропорциональные приращению плотности и расхода бурового раствора на выходе из скважины, причем сигнал с первого выхода блока 6 сравнения поступает на вход блока 9 выделения модуля, а с второго выхода - на регистратор 25. Сигнал с выхода блока 5 сравнения поступает на вход блока 8 выделения модуля. На выходах блоков 8 и 9 образуются сигналы, равные абсолютному приращению плотности и расхода бурового раствора, которые поступают на вторые входы блоков 12, 13 умножения, на первые входы которых поступают сигналы с датчиков расхода, усиленные в линейных усилителях 10 и 11 соответственно. Коэффициент усиления в линейном усилителе 10 равен величине 16 ( π² d⁴), а в линейном усилителе 11-8 ( π² d⁴). С выходов блоков 12 и 13 умножения сигнал поступает на первые входы блоков 14 и 15 умножения, на вторые входы которых поступает сигнал от датчиков 1 и 3 соответственно плотности и расхода бурового раствора соответственно, а с выходов блоков 14 и 15 умножения сигнал поступает на первый и второй входы сумматора 16 соответственно. Выходной сигнал сумматора 16 регистрируют блоком 17 вычисления среднего значения и величины неоднородности абсолютного приращения динамического давления, который представляет собой мини-ЭВМ, например "Армиконт-110" с интерфейсом, выполненных из функциональных блоков системы стандарта КАМАК. Алгоритм, по которому происходит обработка сигнала в вычислительном блоке, заключается в определении среднего значения и величины дисперсии распpеделения абсолютного приращения динамического давления, полученного в результате многократных измерений указанного параметра. С первого выхода блока 17 вычислителя среднего значения и величины неоднородности абсолютного приращения динамического давления сигнал, равный среднему значению распределения величин абсолютного приращения динамического давления, полученного в результате многократных измерений указанного параметра, поступает через ключевые элементы 19 и 20 на первые входы блоков 22 и 23 памяти, на вторые входы которых поступает сигнал от второго и третьего выходов тактового генератора 18 соответственно, при этом сигнал от второго и третьего выходов тактового генератора поступает на вторые входы ключевых элементов 19, 20 соответственно. Тактовый генератор 18 вырабатывает сигналы, коммутирующие в противофазе ключевые элементы 19, 20, причем такт генератора равен периоду обработки полученного распределения абсолютного приращения динамического давления в блоке 17. При открывании ключа 19 ключ 20 закрывается (и наоборот). При этом в блоках 22 и 23 памяти фиксируются сигналы блока 17 вычислителя среднего значения и величины неоднородности абсолютного приращения динамического давления, причем в блоке 22 памяти сигналы фиксируются после первого и последующих нечетных воздействий, а в блоке 23 - после второго и последующих четных воздействий. В блоке 7 сравниваются сигналы блока 17, соответствующие предыдущему и последующему распределению значений абсолютного приращения динамического давления. Выходной сигнал блока 7 анализируется пороговым блоком 24, причем величина порога, определяемая значением Δ = t_α,n σ_/Δ, задается сигналом, поступающим через ключ (элемент 21) с второго выхода блока 17 на второй вход порогового блока 24, при этом включение ключа (элемента 21) происходит через третий выход тактового генератора 18 в каждом четном или нечетном такте. При превышении указанного порогового значения сигнал с выхода блока 24 поступает на регистратор 26. При открывании ключевых элементов 19-21 одновременно передним фронтом сигналов тактового генератора 18 за время, существенно меньшее (в 10³ раз) инерционности блока 7 сравнения, происходит сброс на "0" выходного сигнала блоков 22, 23 памяти и порогового блока 24, соответствующих предыдущему измерению. Поэтому блок 7 сравнения не фиксирует мгновенную разницу сигналов блоков памяти на время сброса, которое составляет приблизительно 1 мкс, тогда как постепенное время блока 7 сравнения равно примерно 1 с.

Экспериментальная проверка предлагаемого способа проведена на стендовой скважине. В ходе проверки измеряли расход бурового раствора на входе в скважину и на выходе из нее, определяли величину дифференциального расхода на выходе из скважины путем алгебраического сложения величин указанных расходов. Измеряли величины плотности бурового раствора на входе в скважину и на выходе из скважины, определяли величину дифференциальной плотности бурового раствора на выходе из скважины. В месте измерения расхода бурового раствора определили значение внутреннего диаметра трубопровода и по совокупности полученных данных рассчитали значение абсолютного приращения динамического давления на выходе из скважины согласно формулы (1). Измерение перечисленных параметров и определение абсолютного приращения динамического давления выполнялось многократно, вычислялись средние значения и величины неоднородности абсолютного приращения динамического давления.

Измерения показали, что при малых значениях приращения динамического давления среднее значение и величина дисперсии распределения приращения динамического давления практически равны, и распределение приращения динамического давления апроксимируется распределением Пуассона.

Экспериментальное применение предлагаемого способа и конструкции устройства позволило выявить их высокую эффективность, связанную с повышенной чувствительностью к изменениям приращения динамического давления и соответственно точности в определении начала проявления и поглощения бурового раствора при бурении скважины, при этом устройство позволяет увеличить производительность выполнения совокупности технологических операций путем введения дополнительных к устройству-прототипу блоков и связей.

Положительный эффект предлагаемого изобретения состоит в увеличении точности определения начала проявления и выброса при бурении скважин и достигаемом при этом увеличении производительности труда приблизительно в 10 раз по сравнению с прототипом.

Изобретение относится к нефтяной и газовой отраслям промышленности. Цель - повышение точности определения начала проявления пластового флюида и поглощения промывочного агента проницаемым пластом. Датчиками измеряют расход и плотность бурового раствора на входе в скважину и на выходе из нее. Сигналы из датчиков 1 и 2 плотности и датчиков 3 и 4 расхода поступают на входы блоков 5 и 6 сравнения. Определяют значения дифференциального расхода и дифференциальной плотности бурового раствора на выходе из скважины и значение внутреннего диаметра трубопровода в месте измерения расхода бурового раствора на входе в скважину. Сигналы, усиленные в усилителях 10 и 11, после блоков 12 и 15 поступают на сумматор 16, откуда регистрируются блоком 17 вычисления, где определяют среднее значение и величину дисперсии распределения абсолютного приращения динамического давления, полученного в результате многократных измерений. Сигнал с блока 17 через ключевые элементы 19 - 20 поступает в блоки 23 и 22 памяти, куда также поступает сигнал от тактового генератора 18. В блоке 7 сравнения сравниваются сигналы блока 17 вычисления, соответствующие предыдущему и последующему распределителям значений абсолютного приращения давления. Выходной сигнал блока 7 анализируется пороговым блоком 24. При превышении порогового значения сигнал с выхода блока 24 поступает на регистратор 26. 2 н.п. ф-лы, 1 ил.

СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ НАЧАЛА ПРОЯВЛЕНИЯ ПЛАСТОВОГО ФЛЮИДА И ПОГЛОЩЕНИЯ БУРОВОГО РАСТВОРА И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ.