Способ раннего обнаружения газопроявления при бурении скважин Советский патент 1989 года по МПК E21B47/10 

1

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, в частности к методам определения газопроявлений на забое.

Це.ть изобретения - повышение точности определения газопроявления.

Сущность способа заключается в сле- дуюшем.

Для создания циркуляции бурового раствора в трубном и затрубном пространствах обычно используются высоконапорные поршневые буровые насосы, в которые в отличие от центробежных подают раствор порциями, в результате чего в момент, когда одна порция выжата поршнем из цилиндра в трубопровод, а другая только начинает выжиматься, возникают пульсации раствора, вы- зываюшие упругие колебания в растворе, распространяюшиеся от выхода насоса до выхода из затрубного пространства скважины. Возникаюшая при этом пульсация увеличивает показания давления на 7-10%, что выше среднего давления в потоке раствора. Для определения величины амплитуды пульсации давления измеряемая максимальная величина давления, возникающего в

потоке раствора в процессе его циркуляции, и по разнице величин максимального значения давления и среднего давления в растворе определяют величину амплитуды пульсации давления:

.акс (1)

где Рмак1- - максимальное давление в потоке раствора. Па;

Яи -среднее давление в потоке раствора. Па.

Для измерения максимальных величин давления в растворе на входе в трубное пространство и на выходе из затрубного устанавливают датчики давления, подключенные к манометрам.

О степени загазованности бурового раствора, т. е. о скорости и количестве поступающего в раствор из вскрытого пласта газа судят по изменению соотношения величин амплитуд пульсаций в выходящем и входящем буровом растворе, т. е.

.Двых (гамаке.вых.)

Яса

Авх(Рмакс.вх.Ян).

(2)

о

00 QD

где Яса

- показатель соотношения амплитуд пульсаций;

Лвых- величина амплитуды пульсации давления в выходящем из скважины буровом растворе, Па;

Авх- величина амплитуды пульсации давления во входящем в скважину раство-. ре. Па;

Рмакс.вых. - величина максимального давления в выходящем буровом растворе, Па;

Рмакс.вх, - величина максимального давления во входящем растворе. Па.

Пример 1. При бурении скважин в зонах, осложненных парогазопроявлениями, в солевой толще повышенные газопоказания фиксируются за несколько десятков метров до вскрытия газонасыщенных пород или пластов-индикаторов. При вскрытии на глубине 2500 м кровли пластов терригенных пород максимальные давления по показаниям манометров датчиков составили: .вх. 10,79-10 Па (ПО ат), Рмаксвых. 10,29-10 Па (105 ат). Величина среднего давления в буровом растворе на этой же глубине составила Р„ 9,8-10 Па (100 ат). Отсюда величина амплитуды пульсации во входящем в скважину растворе составила:

Лвх Рмакс.вых.-Рн 10,78- 10-9,8-10

9,8-10 Па (10 ат),

а величина амплитуды пульсации в выходящем из скважины растворе:

Л„ых Рмакс.вь,х..,29-10 -9,8Х

,9-10 Па (5 ат). Тогда показатель соотношения амплитуд пульсаций будет равен:

Лых У7с:1 -д и,О.

Лбх

Затухание величины амплитуды пульсации в два раза и больше характеризует степень загазованности бурового раствора свыше 15%.

Пример 2. При дальнейшем вскрытии пласта - индикатора, характеризующего возможные опасные газопроявления, и нижележащей солевой толщи на глубине 3000 м при среднем давлении в потоке раствора: р 10,78-10 Па (110 ат), величины максимального давления во входящем и выходящем растворе составили:

Рмакс„х. 11,76-10 Па (120 ат)

А„ко,„их. 11,07-10 Па (113 ат), тогда ,76-10 Па - 10,78-10 9,8-10 Па (10 ат)

Ашх 11,07-10--10,78-10 2,9-10 Па (3 ат),

29-10

-ljrw 0-

При А-а менее 0,3 степень газонасыщения бурового раствора составляет более 20% что является опасным и может привести к

резкому снижению плотности бурового раствора и газовому выбросу.

Пример 3. Степень загазованности бурового раствора зависит как от интенсивности поступления газа из пласта в раствор, так и от параметров раствора, таких как плотность, вязкость, динамическое напряжение сдвига, а также высоты столба жидкости. Эксперименты показали, что с достаточной степенью точности можно получить зависимости между степенью загазованности раствора и изменением пульсации (изменением соотношения амплитуд пульсаций) выходящего и входящего растворов. Ниже показаны эти зависимости:

Содержание газа в растворе

0-5

5-15 15-20 Более 20

Яса

1-0,7 0,7-0,5 0,5-0,3 0,3-0

Содержание газа в растворе до 5% может быть получено в процессе приготовления раствора на эжекторных смесителях, когда при смёщивании порошкообразных материа5 лов с водой эжектор подсасывает воздух и загазовывает раствор. По мере углубления скважины этот фактор начинает влиять на величину упругих колебаний, и амплитуда пульсации выходящего раствора несколько уменьщается. Таким образом, величина Яса

0 1-0,7 безопасна для процесса бурения. При загазованности раствора 5-15% снижается плотность раствора, и даже при малой интенсивности поступления газа из пласта в раствор уже возникает необходимость принятия мер по дегазации раствора на поверх5 ности. При загазованности раствора 15- 20% возникает опасность выброса бурового раствора, так как плотность его резко падает, а забойное давление снижается. При загазованности раствора более 20% возможно об0 разование газовой пробки и газового фонтана Опасным является уже содержание газа 15-20%, т. е. при Яса 0,5-0,3.

Предлагаемый способ позволяет осуществлять раннюю диагностику газопроявлений 5 и с высокой точностью определять опасное содержание газа.

Формула изобретения

Способ раннего обнаружения газопрояв- 0 ления при бурении скважин, включающий измерение амплитуды пульсации давления бурового раствора на выходе из скважины, отличающийся тем, что, с целью повышения точности определения газопроявления, дополнительно измеряют амплитуду пульсации давления бурового раствора на входе в скважину и по соотношению измеряемых амплитуд пульсации определяют степень загазо- - ванности бурового раствора.

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин. Цель изобретения - повышение точности определения газопроявления. Для этого измеряют амплитуду пульсации давления бурового раствора на входе и выходе из скважины. Вычисляют соотношение а.мплитуд пульсации и определяют по величине их соотношений степень загазованности бурового раствора. Способ позволяет осушествлять раннюю диагностику газопроявлений и с высокой точностью определять опасное газосодержание.