Способ обнаружения газа в промывочной жидкости в процессе бурения скважины Советский патент 1985 года по МПК E21B47/00 

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 Г1ромь1вочНой жидкости, основанный на зависимости скорости звука (упругик волн) в жидкости от ее газосодержания,, включающий создание импульсов давления в призабойной зоне, одновременную передачу этих импульсов на устье по гидравлическим каналам бурильных труб и затрубного пространства, прием этих импульсов в бу рильных трубах и затрубном пространстве и измерение разности задержек прихода их с забоя на устье 1}. Существенньм недостатком этого способа является ограниченная глуби,на исследования скважин из-за сильi Horo затзгхания коротких гидравлических импульсов в гидравлическом канале связи.Практически она ограничена на 2-3 км.. .. ... .. Известен такжё способ ойтаружения 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 С2.3. Недостатком известно1о 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.. . . ; . Практически это ведет к невозмож ности использования указанного способа для оперативного предупреждени возможного нефтегазового выброса. Целью изобретения является сокра щение времени определения появления газа в промывочной жидкости до вели чины порядка нескольких минут. Эта цель достигается тем, что согласно способу обнаружения газа в промывочной жидкости в процессе бур ния сквалины, включающему возбуждения упругих колебаний в промывочной жидкости путем изменения расхода за качиваемой в скважину жидкости, и 3 . . регистрацию параметров потока жидкггс,ти на выходе из скважины, имеряют функции изменения расхода жидкости во времени на входе и выходе из сква, жины, определяют зависимость коэффициента взаимной коррел яции 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 появлении газа в промывочной лсидкости. 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 времл прохождения изме- нений расхода по всей длине гидравЯйческого канала от насосов до вьпсЬДа раствора на поверхность, сравнивают его с минимальным временем прохожде ния изменений расхода, измеренным при отсутствии газа в промывочной жидкости. При превьшении 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 зависимоети, . Время прохождения изменений расхода по гидравлическому каналу определяют, исиользуя известный алгоритм нахождейия взаимной корреляционной функдаи Дйук сигналов. lf2(Jc/r , - интервал обработки сигналов;f (t) - функция изменения расхода во времени на входе в скважину-, fj ()- функция изменения расхода во времени на выходе из скважины, 1 - временный сдвиг двух функций (время запаздывания) При К,,2 ,КС / . где Ч - длина гидравлического канала связи; V - скорость звука в буровом растворе. Значение V при К j /лакс есть искомое время прохождения изменений расхода по скважине. Значение К,,,,, отображающее функ циональную связь между функциями рас хода на входе и выходе из скважины, несет дополнительную информацию о перетоках в системе сквадана-пласт. По мере поступления пластового флюида с газом в скважину его 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 соответствующее ему .f можно производить, применяя устройство, работающее по известному принципу коррелятора зкстремального типа, который автомати чески осуществляет вычисление t при i,i ««кс Более простой вариант реализации способа заключается.в генерирова |ний одиночных импульсов расхода ЖИДкости на -входе в скважину, на:пример путем сбрасывания части жидкости (3-20%) из нагнетательной линии на рремя, обеспечивающее незначительдое затухание импульсов в гидравли/Теском канале и прямом изменении времени задержки меаду импульсами расхода на входеи выходе из скваяошы, а также величины их затухания На фиг. 1 дан график расхода, вхо дящий и выходящий из скважины жидкости, поясняющий прохождение зондирующих импульсов по скважине; на фиг. 2 и 3 - предпочтительные вариан ты устройства для реализации предлагаемого способа; на фиг. 4 - графики параметров Чз„ - задержка упругой волны на единицу глубины скважины, - амплитудный коэффициент затухания упругой волны, используемне для обнаружения газа.в промывочной жидкости. На фиг. 1 показаны импульсы расхода промывочной жидкости, регистрируемые входным расходомером и те же импульсы, зафиксированные выхо/ ным расходомером после прохождения юс по скважине. Измеряемыми параметрами являются задержки импульсов t, и амплитуды Ад « лр , 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, установлейный в нагнетательной линии 2 буровых насосов, блок управления 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-сигнализатором 7. Устройство работает следующим образом. В-процессе бурения скважины сигнал с блока 3 управления открывает клапан 1 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-г нал, с которого подается на измеритель интервалов времени, в котором измеряется время tj, а также и блок 6 измерения амплитуды импульсов расхода 6, в котором измеряется параметр Ag. Измеренные параметры -t и Ag фиксируются регистратором-сигнализатором 7. Более.удобно пользоваться параметрами.tj и , отнесенными к единице длины скважины, t - . Чн-f Другой вариант устройства (фиг.З), Включает сбросный клапан 9, блок управления клапаном, глубиномер 11, расходомеры 12 и 13, установленные соответственно на входе и выходе из ;скважины, корреляционньй измеритель 14 интервалов времени, например экс тремального типа, вычислительные бло ки 15, 16 и регистратор-сигнализатор ,17. . . В процессе бурения скважины случа ные естественные фгаоктуахщи расхода насосов (или создаваемые искусственно с помощью блока 10 управления и клапана 9), измеряются расходомером 12 Kf после прохождения по скважине расходомером 13. Сигналы с расходо меров поступают на входы корреляционного измерителя 14, в котором измеряется параметр tj. Далее сигнал, пропорхщональный. -fc , поступает в блок 15, где с учетом действующей гл бины скважины, вычисляется параметр ij, который фиксируется регистратором- сигнализатором 17. Одновре;Менно в положении максимума.функции взаимной корреляции с дополнительног выхода корреляционного измерителя 14 в блок 16, поступают сигналы, пропорциональные параметрам А и А (или их среднеквадратичным значениям где с учетом действующей глубины скважины вычисляется параметр: bi , 1 36 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. Для этого дополнительно контролируют расход используемого для аэрации воздуха на устье скважины.: Использование предлагаемого способа позволя;ет контролировать процесс бурения глубоких и сверхглубоких скважин, повьшает технику безопасности при геологоразведочных работах, уменьшает загрязнение окружаюЕ1ей среды, а также способствует реализации наиболее оптимального способа проводки скважин-бурения на равновесии, когда вероятность выбросов высока. .Технологическая эффективность способа заключается в возможности прогноза нефтегазовых выбросов в глубоких скважинках с помощью простых поверхностных устройств.

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 задан- с HbiM и по рез.ультату сЬавнения судят (Л о появлении газа в промывочной жидкости. 4 СО 00 оо О9