Способ определения истинной загазованности бурового раствора Советский патент 1978 года по МПК E21B21/00 

Изобретение относится к бурению скважин, в-частности к способам контроля загазованностибурового раствора.

Известен способ определения загазованности бурового раствора путем отбора проб бурового раствора на поверхности 1J.

Недостатком способа является то, что часть газа выходит из бурового раствора, в связи с уменьшением давления.

Известен способ определения загазованности бурового раствора непосредственно у газопроявляющего пласта путем изменения объема пробоотборной камеры и создания пониженного давления до давления насыщения газа в буровом растворе, причем по величине усилий определяют процентное содержание .

Недостатком способа является сложность монтажа устройства, сложность осуш.ествления операций по измерению загазованности и их периодичность.

Наиболее близким к предлагаемому является способ определения истинной загазованности бурового раствора путем измерения количества газа в выходящем из скважины раствореГЯ.

Недостатком известного способа является недостаточная точность измерений и их периодичность.

Цель изобретения - снижение затрат, обеспечение непрерывности и точности измерений.

Это достигается тем, что в порции выходящего из скважины раствора определяют величину остаточной загазованности и вводят в нее газ при температуре и давлении, соответствующим забойным, а истинную величину загазованности выходящего раствора определяют по сумме остаточной загазованности и дополнительно растворенного газа.

На чертеже показана схема реализации предлагаемого способа.

Порцию бурового раствора, поступающего в скважину 1 и заведомо не загазованного, пропускают через камеру 2. оборудованную термопечью 3 и соединенную с источником 4 давления.

Порцию бурового раствора, выходящего из скважины 1 с частично растворенным газом, пропускают через камеру 5, оборудованную термопечью и соединенную с источником давления. Трубки 6 и 7, соединяющие источник давления с камерами 2 и 5 оборудованы датчиками 8 и 9 расхода газа, соединенными с дифференциальным расходомером 10. При поступлении бурового раствора в камере 2 и 5 его нагревают с помощью термопечей -3 до забойной температуры и вводят газ под давлением от источника 4, равным забойному давлению. Обе пробы насыщаются газом неравномерно, так как выходящий из скважины раствор может быть частично Q загазованным. Количество дополнительно растворенного газа в пробах бурового раствора, находящихся в камерах 2 и 5, замеряют соответственно датчиками 8 и 9, и разность расходов фиксируют расходомером 10. Равенство давлений в обеих камерах фиксиру- 15 ют монометрами 11 и 12. Применение способа определения истинной загазованности позволяет при непрерывности и точности измерений повысить надеж- 20 ность предупреждения аварийного газового выброса. Формула изобретения Способ определения истинной загазованности бурового раствора путем измерений количества газа в выходящем из скважины растворе, отличающийся тем, что, с целью снижения затрат, обеспечения непрерывности и точности измерений, в порции выходящего из скважины раствора определяют величину остаточной загазованности и вводят в нее газ при температуре и давлении, соответствующим забойным, а истинную величину загазованности выходящего раствора определяют по сумме остаточной загазованности и дополнительно растворенного газа, Источники информации, принятые во внимание при экспертизе: 1.Патент США № 3731530, кл. 73-153, 1974. 2.Патент США № 3813935, кл. 73-153, 1975. 3.Левит А. М. Анализ газа и дегазация Р растворе нефтяных, газовых и угольных месторождений. М., «Недра, 1974, с. 201 - 206.