устройство для контроля параметров бурового раствора

Формула изобретения

Устройство для контроля параметров бурового раствора, содержащее первый датчик температуры, первый датчик удельного электрического сопротивления, установленные в резервуаре с буровым раствором, первый датчик расхода, первый гамма-датчик плотности, установленные на входе в скважину, второй датчик расхода, второй датчик температуры, второй датчик удельного электрического сопротивления, установленные на выходе скважины, второй гамма-датчик плотности, установленный на выходе скважины до системы очистки, выходы всех датчиков соединены с соответствующими входами коммутатора сигналов датчиков, выход коммутатора соединен с входом микроЭВМ, выход которой соединен с блоком индикации, отличающееся тем, что дополнительно введены третий гамма-датчик плотности, установленный после системы очистки, три нейтронных датчика массовой доли жидкой фазы, установленные на входе в скважину, на выходе из скважины до системы очистки и после системы очистки, датчик вязкости и нейтрон-гамма датчик засоленности, установленные в резервуаре, выходы всех дополнительных датчиков соединены через соответствующие входы коммутатора сигналов датчиков с входом микроЭВМ, при этом первый датчик удельного электрического сопротивления, первый датчик температуры и датчик вязкости установлены в резервуаре с буровым раствором так, что их чувствительные элементы находятся в сфере влияния нейтрон-гамма датчика засоленности.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к неразрушающему контролю физических свойств веществ, материалов и изделий, а именно к устройствам для экспрессного определения параметров бурового раствора непосредственно в процессе бурения, и может быть использовано при разведочном и эксплуатационном бурении нефтяных и газовых скважин.

Известна серийно выпускаемая система контроля параметров бурового раствора, содержащая датчики расхода, датчики температуры, датчики удельного электрического сопротивления и датчики плотности бурового раствора [1]

Недостатком этой системы является невозможность обнаружения на ранней стадии проявления продуктивного пласта (притока в раствор воды, нефти или газа) и распознавание типа проявления, что приводит к созданию аварийной ситуации, так как при использовании этой системы контроля о проявлении продуктивного пласта судят по падению плотности бурового раствора на выходе из скважины с помощью датчика, непрерывно контролирующего плотность раствора. Однако по показаниям только датчика плотности нельзя достоверно судить не только о типе проявления продуктивного пласта, но и о самом проявлении любого типа, так как падение плотности бурового раствора на выходе из скважины может быть обусловлено не только проявлением продуктивного пласта, но и повышением твердости разбуриваемой породы, затуплением бурового инструмента, ослаблением нагрузки на колонну бурильных труб. Все эти факторы обуславливают ложный вывод о начале проявления продуктивного пласта.

Другим недостатком этой системы является отсутствие датчиков вязкости, концентрации твердых частиц в растворе и датчика степени засоленности раствора, что не позволяет оперативно привести в норму эти параметры раствора, так как применяемые на практике методы и приборы, требующие отбора и анализа проб раствора, не обладают необходимой экспрессностью.

Наиболее близким к заявляемому техническому решению по количеству оперативно контролируемых параметров бурового раствора является комплекс, содержащий датчики расхода, датчики температуры, датчики удельного электрического сопротивления, гамма-датчики плотности раствора [2]

Этот комплекс контроля параметров бурового раствора позволяет по плотности и расходу бурового раствора определить начало проявления продуктивного пласта, но не позволяет определить тип проявления, то есть не отвечает на вопрос, что же происходит в скважине: приток жидкости или приток газа из разбуриваемого пласта в раствор, находящийся в стволе скважины.

Вторым недостатком известного комплекса является отсутствие оперативного контроля за вязкостью раствора, что приводит к снижению механической скорости бурения, несвоевременному обнаружению плохого выноса шлама из ствола скважины, что, в свою очередь, часто приводит к аварийной ситуации прихвату бурового инструмента.

Третьим недостатком комплекса является отсутствие контроля за качеством очистки бурового раствора от частиц выбуренной породы, так как он не имеет датчиков для непрерывного определения концентрации твердых частиц в растворе до и после системы очистки бурового раствора от выбуренной породы (шлама).

Четвертым недостатком известного комплекса является отсутствие достоверного контроля за степенью засоленности бурового раствора, так как при использовании этого комплекса о степени засоленности бурового раствора судят по показаниям датчика удельного электрического сопротивления, которые зависят не только от степени засоленности раствора, но и от концентрации щелочи и химреагентов, с помощью которых регулируют водоотдачу бурового раствора. Это приводит к тому, что неправильно определяется не только количество химреагентов (например, КМЦ, сайпан, гексан и др.), которое необходимо добавить в раствор для поддержания водоотдачи в заданных пределах, но и сам тип химреагента, так как тип и количество этих химреагентов сильно зависит от степени засоленности раствора.

В основу изобретения положена задача создать устройство для контроля параметров бурового раствора, позволяющее на ранней стадии обнаружить и определить тип проявления продуктивного пласта, а также непосредственно в линии прокачивания бурового раствора через скважину непрерывно контролировать концентрацию твердых частиц, вязкость, степень засоленности раствора.

Для этого в устройство для контроля параметров бурового раствора, содержащее первый датчик температуры, первый датчик удельного электрического сопротивления, установленные в резервуаре, первый датчик расхода, первый гамма-датчик плотности, установленные на входе в скважину, второй датчик расхода, второй датчик температуры, второй датчик удельного электрического сопротивления, установленные на выходе скважины, второй гамма-датчик плотности, установленный на выходе скважины до системы очистки, а выходы всех датчиков соединены с соответствующими входами коммутатора сигналов датчиков, выход коммутатора соединен с входом микроЭВМ, выход которой соединен с блоком индикации, согласно изобретению, дополнительно введены третий гамма-датчик плотности, установленный после системы очистки, три нейтронных датчика массовой доли жидкой фазы, установленные на входе в скважину, на выходе скважины до системы очистки и после системы очистки, датчик вязкости и зондовый нейтрон-гамма-датчик засоленности, установленные в резервуаре с буровым раствором, а выходы всех датчиков соединены через соответствующие входы коммутатора с входом микроЭВМ.

Кроме того, целесообразно, чтобы датчик температуры, датчик удельного электрического сопротивления и датчик вязкости, установленные в резервуаре, были размещены так, чтобы их чувствительные элементы находились в сфере влияния зондового нейтрон-гамма-датчика засоленности, которая определяется экспериментально для каждого типа бурового раствора.

Наличие нейтронных датчиков массовой доли жидкой фазы и гамма-датчиков плотности, установленных на входе и на выходе скважины до системы очистки, позволяет определить процент выноса шлама из ствола скважины, по которому судят о буримости породы того горизонта, с которого выносится шлам.

Кроме того, наличие нейтронного датчика массовой доли жидкой фазы, установленного на выходе скважины до системы очистки бурового раствора, позволяет совместно с показаниями гамма-датчика плотности, установленного там же, обнаружить на ранней стадии проявление продуктивного пласта и различить тип проявления, то есть произошло разгазирование или разбавление бурового раствора пластовой жидкостью.

Установка третьего датчика массовой доли жидкой фазы и третьего гама-датчика плотности после системы очистки позволяет по измеренному проценту твердой фазы бурового раствора судить о качестве очистки и тем самым снизить аварийность из-за промыва нагнетательного оборудования раствором с повышенным содержанием твердой фазы, то есть с повышенной абразивностью.

Наличие датчика вязкости и нейтрон-гамма-датчика засоленноси позволяет своевременно принять необходимые меры для нормализации водоотдачи и вязкости раствора, тем самым обеспечить качественное вскрытие продуктивного пласта, существенно уменьшить вероятность аварий из-за прихвата бурового инструмента, а также вести бурение с оптимальной скоростью.

Установка чувствительных элементов датчика удельного электрического сопротивления, датчика температуры, датчика вязкости в сфере влияния нейтрон-гамма-датчика засоленности обеспечивает получение информации о параметрах бурового раствора с одного и того же объема, что исключает ошибки, связанные с неполной гомогенностью бурового раствора, и целесообразна, так как сфера влияния нейтрон-гамма-датчика засоленности имеет наибольшие размеры по сравнению со сферами влияния датчиков температуры, вязкости, удельного электрического сопротивления.

На фиг. 1 изображена схема установки датчиков устройства в технологической цепи циркуляции бурового раствора; на фиг. 2 блок-схема соединения всех датчиков через соответствующие входы коммутатора с входом микроЭВМ; на фиг. 3 график зависимости показаний нейтрон-гамма-датчика засоленности от радиуса сферы влияния при различной величине засоленности бурового раствора; на фиг. 4 график зависимости показаний нейтрон-гамма-датчика засоленности от засоленности при различных температурах бурового раствора.

Из зависимостей, приведенных на фиг.3, видно, что нейтрон-гамма-датчик засоленности собирает информацию о величине засоленности только с объема, ограниченного радиусом R сферы влияния, радиус R сферы влияния изменяется при различной степени засоленности бурового раствора. При засоленности C₁=10 г/л, радиус сферы влияния R₁=13 см; при засоленности C₂=70 г/л, радиус сферы влияния R₂=14,2 см; а при максимальной величине засоленности бурового раствора C₃=150 г/л радиус сферы влияния R₃=17 см.

На показания нейтрон-гамма-датчика засоленности влияет температура бурового раствора, что необходимо учитывать при определении величины засоленности. На фиг. 4 приведены корреляционные зависимости показаний нейтрон-гамма датчика засоленности от величины засоленности бурового раствора при различных температурах. Например, при показании нейтрон-гамма датчика засоленности N и температуре бурового раствора t₁=80^oC величина засоленности C₁= 13 г/л; при t₂=20^oC засоленность C₂=24,2 г/л. Таким образом, ошибка в определении величины засоленности бурового раствора по показанию нейтрон-гамма-датчика засоленности без учета температуры от 20 до 80^oC, составит 11,2 г/л.

Устройство содержит (см.фиг.1) первый датчик 1 удельного электрического сопротивления, датчик 2 вязкости, первый датчик 3 температуры и зондовый нейтрон-гамма-датчик 4 засоленности, установленные в резервуаре 5 перед насосом 6 для перекачки бурового раствора, первый датчик 7 расхода, первый гамма-датчик 8 плотности и первый нейтронный датчик 9 массовой доли жидкой фазы, установленные на трубопроводе 10 на входе в скважину 11, второй датчик 12 расхода, второй гамма-датчик 13 плотности и второй нейтронный датчик 14 массовой доли жидкой фазы, установленные на трубопроводе 15 на выходе скважины 11, третий гамма-датчик 16 плотности и третий нейтронный датчик 17 массовой доли жидкой фазы, второй датчик 18 удельного электрического сопротивления и второй датчик 19 температуры, установленные после системы 20 очистки на трубопроводе 21.

Выходы всех датчиков (фиг. 2) соединены с входами 22 коммутатора 23 сигналов датчиков, выход 24 коммутатора 23 соединен с входом 25 микроЭВМ 26, выход 27 которой соединен с блоком 28 индикации.

Устройство для контроля параметров бурового раствора работает следующим образом.

При циркуляции бурового раствора электрические сигналы с первого датчика 1 удельного электрического сопротивления, с датчика 2 вязкости, предпочтительно вибрационного, с первого датчика 3 температуры, с зондового нейтрон-гамма-датчика 4 засоленности, установленных в резервуаре 5, с первого датчика 7 расхода, с первого гамма-датчика 8 плотности, первого нейтронного датчика 9 массовой доли жидкой фазы, установленных на входе скважины 11, со второго датчика 12 расхода, второго гамма-датчика 13 плотности, со второго нейтронного датчика 14 массовой доли жидкой фазы, установленных на выходе скважины 11, с третьего гамма-датчика 16 плотности и третьего нейтронного датчика 17 массовой доли жидкой фазы, со второго датчика 18 удельного электрического сопротивления, со второго датчика 19 температуры, установленных после системы 20 очистки бурового раствора, поступают на соответствующие входы 22 коммутатора 23 сигналов датчиков, с выхода 24 коммутатора 23 поочередно сигналы датчиков поступают на вход 25 микроЭВМ 26, которая по соответствующему алгоритму, записанному в памяти, вычисляет параметры бурового раствора, измеренные за заданный промежуток времени, и передает их на блок 28 индикации.

По показаниям гамма-датчиков 8, 13, 16 плотности определяют плотность _x бурового раствора, используя алгоритм:



где N показания гамма-датчика плотности за определенный промежуток времени;

N₀, A₀ коэффициенты, определяемые при градуировке канала плотности.

По показаниям первого датчика 3 температуры и показаниям нейтрон-гамма-датчика 4 засоленности микроЭВМ вычисляет величину засоленности C_x раствора по алгоритму:



где N_c показания нейтрон-гамма датчика 4 засоленности за определенный промежуток времени;

B₀, B₁, B₂ коэффициенты, определяемые предварительно при градуировке нейтрон-гамма-датчика 4 засоленности;

t_x температура, измеренная датчиком 3 температуры во времени измерения засоленности C_x;

D₀ коэффициент, определяемый при градуировке датчика 3 температуры.

По показаниям нейтронных датчиков 9, 14, 17 массовой доли жидкой фазы определяют массовую долю жидкой фазы W_x по алгоритму:



где N_w число зарегистрированных импульсов детектором нейтронов нейтронных датчиков 9, 14, 17 массовой доли жидкой фазы за определенный промежуток времени;

C_x степень засоленности раствора, измеренная одновременно с измерением W_x;

E₀ коэффициент, определяемый предварительно при градуировке канала измерения массовой доли жидкой фазы.

По показаниям первого гамма-датчика 8 плотности и первого нейтронного датчика 9 массовой доли жидкой фазы, установленных на трубопроводе 10 на входе в скважину 11, вычисляют парциальную долю плотности твердой фазы ^o_т.ф бурового раствора на входе, используя алгоритм, занесенный в память микроЭВМ 26:



где _p плотность раствора;

W массовая доля жидкой фазы, измеренная одновременно с плотностью.

По показаниям второго гамма-датчика 13 плотности и второго нейтронного датчика 14 массовой доли жидкой фазы, установленных на выходе скважины 11 до системы 20 очистки бурового раствора, вычисляют парциальную долю плотности твердой фазы на выходе , используя алгоритм (4).

По разности значений парциальных долей плотности твердой фазы на входе и на выходе определяют процент шлама разбуренной породы:



где ²_т.ф парциальная доля плотности твердой фазы на входе в скважину 11;

парциальная доля плотности твердой фазы на выходе скважины 11, измеренная до системы 20 очистки.

Степень очистки бурового раствора оценивается по алгоритму:



где ²_т.ф парциальная доля плотности твердой фазы, измеренная после системы 20 очистки;

_т.ф парциальная доля плотности твердой фазы, измеренная на входе в скважину 11.

Вязкость _x бурового раствора определяется по показаниям вибрационного датчика 2 вязкости и гамма-датчика плотности по алгоритму:



где F_x частота электрических импульсов вибрационного датчика 2 вязкости, соответствующая неизвестному значению вязкости _x;

_x плотность раствора, измеренная в тот же промежуток времени;

G коэффициент, определяемый предварительно при градуировке датчика 2 вязкости.

По показаниям датчика 14 массовой доли жидкой фазы и гамма-датчика 13 плотности, установленных на выходе из скважины 11 до системы 20 очистки, определяют проявление продуктивного пласта, используя алгоритм:

1) если плотность бурового раствора уменьшилась и при этом уменьшилась массовая доля жидкой фазы W, то делают вывод о начале разгазирования:

r₁> ₂, W₁> W₂; (8),

где ₁,₂ плотность бурового раствора на выходе, измеренная последовательно друг за другом;

W₁, W₂ массовые доли жидкой фазы, измеренные одновременно с ₁ и ₂;

2) если плотность бурового раствора уменьшилась, а массовая доля жидкой фазы W одновременно увеличилась, то делают вывод о поступлении в буровой раствор пластовой жидкости (воды или нефти):

r₁> ₂, W₁< W₂. (9)

Применение заявляемого комплексного устройства для контроля параметров бурового раствора при бурении нефтеразведочных и нефтепромысловых скважин позволит существенно повысить качество буровых работ и нефтеотдачу новых скважин и снизить аварийность.