Способ дистанционного контроля параметров раствора на выходе из ствола скважины

Авторы патента:

Шерстнев Сергей Николаевич (RU)

Малюга Анатолий Георгиевич (RU)

Попов Иван Федорович (RU)

E21B21/01 - устройства для манипулирования буровыми растворами или буровым шламом вне буровой скважины, например отстойные резервуары или осадочные ящики (устройства для обработки буровых растворов E21B 21/06)

Владельцы патента RU 2602560:

Малюга Анатолий Георгиевич (RU)

Изобретение относится к области нефтяной и газовой промышленности и предназначено для дистанционного экспрессного контроля параметров бурового раствора в циркуляционной системе скважин. При контроле параметров раствора на выходе из ствола скважины, включающем, по меньшей мере, измерение в желобе буровой установки плотности, уровня и скорости течения раствора в процессе его циркуляции по замкнутому технологическому контуру, предусматривающему очистку раствора от шлама, дополнительно измеряют плотность раствора после его очистки. Параметры шлама в виде абсолютных значений объемного и массового выхода в желоб устанавливают в соответствии с зависимостями, приведенными в формуле изобретения. Повышается качество контроля и эффективность бурения. 1 ил.

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, а именно - к наземным геолого-технологическим комплексам контроля параметров бурового раствора.

Известен способ дистанционного контроля параметров раствора на выходе из ствола скважины, реализованный с помощью устройства по патенту RU 2085725 C1, Е21В 44/00, 27.07.1997.

Этот способ благодаря совокупности распределенных по замкнутому технологическому контуру циркуляции раствора нейтрон-гамма датчиков обеспечивает определение процента выбуренной породы (шлама) при выходе из ствола скважины.

Недостатком этого способа является использование достаточно сложных алгоритмов вычисления, не учитывающих в расчетах такой реально существующий показатель, как скорость течения раствора. Это при течении в кавернозных стволах сложных по составу растворов может приводить к ошибочным выводам, связанным с вопросами очистки скважин и предотвращения различного рода осложнений, возникающих в процессе бурения. Другим недостатком способа является получение участвующих в расчетах показаний измерений с помощью большого количества громоздких нейтрон-гамма датчиков, обладающих повышенной радиационной опасностью (см. RU 2082152 C1, G01N 9/24, 20.06.1997). Это ограничивает возможности широкого применения способа в комплексах ГТИ (геолого-технологических исследований) при контроле параметров раствора в процессе строительства скважин.

Известен также способ дистанционного контроля параметров раствора на выходе из ствола скважины, реализованный с помощью устройства по патенту RU 2085726 С1, Е21В 47/00, 1997. В этом способе в отличие от вышеуказанного для измерения скорости течения раствора используется отводной от желоба измерительный трубопровод, что из-за неоднозначного перераспределения потоков приводит к увеличению погрешности измерения расхода.

Из известных способов дистанционного контроля параметров раствора на выходе из ствола скважины наиболее близким к предлагаемому по технической сущности является способ, реализуемый с помощью устройства по патенту RU 2520110 C1, Е21В 21/01, Е21В 44/00, 20.06.2014 и включающий по меньшей мере измерение в желобе буровой установки плотности, уровня и скорости течения раствора в процессе его циркуляции по замкнутому технологическому контуру, предусматривающему очистку раствора от шлама.

Недостатком данного способа является отсутствие возможности контроля параметров шлама, основными из которых являются абсолютные значения объемного и массового выхода выбуренной породы в желоб буровой установки. Это затрудняет получение информации о литологической характеристике разреза и коллекторских свойствах продуктивного пласта, приводит к расчетным ошибкам в определении потерь давления буровых насосов, исключает возможность оценки (при известных значениях глубины проходки ствола и номинальном диаметре используемых долот) скопления шламовых пробок на перегибах ствола и осаждения в кавернах опасных для прихватов бурового инструмента частиц выбуренной породы, ухудшает качество контроля за объемным разрушением горной породы и вовлечением шлама в циркуляцию раствора и др. Все это в конечном итоге ведет к снижению эффективности бурения.

Изобретение направлено на устранение указанных недостатков.

Для достижения этого технического результата в предлагаемом способе дистанционного контроля параметров раствора на выходе из ствола скважины, включающем по меньшей мере измерение в желобе буровой установки плотности, уровня и скорости течения раствора в процессе его циркуляции по замкнутому технологическому контуру, предусматривающему очистку раствора от шлама, дополнительно определяют параметры последнего, для чего дополнительно измеряют плотность раствора после его очистки, а параметры шлама в виде абсолютных значений объемного и массового выхода в желоб устанавливают в соответствии с зависимостями

где Q_ш - объемный выход шлама в желоб;

Q_p=υ·S - объемный расход раствора в желобе;

υ - скорость течения раствора, измеренная в желобе;

S - площадь поперечного сечения потока раствора, определенная с учетом геометрии желоба по показанию уровнемера;

ρ_о - плотность раствора, измеренная после его очистки от шлама;

ρ_р - плотность раствора, измеренная в желобе;

m_ш - массовый выход шлама в желоб.

Отличительными признаками предлагаемого способа дистанционного контроля параметров раствора на выходе из ствола скважины от указанного выше наиболее близкого к нему способа является дополнительное измерение плотности раствора после его очистки и определение параметров шлама в виде абсолютных значений объемного и массового выхода в желоб, устанавливаемых в соответствии с зависимостями (1) и (2).

Предлагаемый способ поясняется прилагаемой схемой замкнутого технологического контура циркуляции раствора с датчиками контроля его параметров.

Сущность способа заключается в следующем.

Перед проведением бурения скважины в желобе 1 буровой установки монтируют измерительный комплекс, соответствующий устройству реализации ближайшего аналога (см. RU 2520110 С1). Этот комплекс включает в себя по меньшей мере плотномер 2, измеритель уровня 3 и измеритель скорости 4 течения раствора. Плотномер 2 выполнен в виде радиоизотопного прибора, включающего источник гамма-излучения, представляющий собой радионуклид Na-22, не имеющий ограничений по радиационной безопасности. Измеритель уровня 3 реализует функции электроакустического либо лазерного дальномера, а измеритель скорости 4 течения раствора является прибором, основанным на эффекте Доплера. На отводной трубе 5 системы очистки 6 раствора, обычно включающей в себя вибросито, емкость для очищенного виброситом раствора, шламовый насос и гидроциклонный блок (см. Справочник бурового мастера. Издательство «Недра», 1968, 477 с., с. 366), устанавливают дополнительный плотномер 7, аналогичный по принципу действия основному плотномеру 2. Все измерительные приборы подключают к электронному блоку 8 обработки сигналов, который служит для сбора данных, измерения электрических сигналов и передачи цифровой информации в компьютер 9 с подключенными к нему принтером 10 и выносным индикационным табло 11. После приготовления в приемной емкости 12 раствора его с помощью бурового насоса 13 подают в бурильную колонну 14 без создания осевой нагрузки на долото. В течение небольшого промежутка времени по замкнутому технологическому контуру в указанном на схеме направлении осуществляют циркуляцию раствора для обеспечения так называемого «выравнивания» физико-химических характеристик раствора. Затем создают осевую нагрузку долота на забой и начинают бурение скважин. В процессе бурения раствор с выбуренной породой из затрубья, образованного бурильной 14 и обсадной 15 колоннами, поступает в желоб 1. В желобе 1 с помощью установленных в нем приборов 2, 3 и 4 происходит измерение плотности ρ_р, уровня и скорости v течения раствора. Одновременно в отводной трубе 5 осуществляется с помощью плотномера 7 измерение плотности ρ_о очищенного раствора до содержания в нем мелких частиц породы, обычно не превышающих 0,1 мм. В таком состоянии циркулирующий раствор, если не требуется его дополнительная обработка в приемной емкости 12, вновь поступает на вход скважины. При этом показания измерений плотномеров 2 и 7, измерителя уровня 3 и измерителя скорости 4 течения раствора поступают на вход электронного блока 8, а с него после приведения электрических сигналов к виду, удобному для вычислений, - на вход компьютера 9. Для обеспечения процесса вычислений по разработанным алгоритмам (1) и (2) в компьютер 9 вводится информация о геометрии желоба 1, который обычно представляет собой трубу того или иного диаметра. При этом алгоритмы (1) и (2) обеспечивают в процессе обработки данных измерений получение абсолютных значений объемного и массового выхода шлама в желоб 1 и базируются на реально происходящих процессах, свидетельствующих о недостижимости идеальной очистки раствора от мелких взвешенных в нем частиц выбуренной породы. Это позволяет объемный выход части раствора в желоб 1, имеющей плотность ρ₀, представить в виде:

Аналогично, плотность шлама в желобе 1:

Очевидно, что для не вступающих в химическую реакцию компонентов раствора объемный выход шлама в желоб 1 будет равен

а его плотность

Подставив (3) в (5) получим алгоритм (1) для абсолютных значений объемного выхода шлама в желоб 1, а с учетом (6) и (1) - алгоритм (2) для определения абсолютных значений массового выхода шлама в указанный желоб.

Предложенный способ дистанционного контроля параметров раствора на выходе из ствола скважины помимо простоты его конструктивной реализации и радиационной безопасности позволит обеспечить новые возможности с точки зрения учета факторов, влияющих на эффективность работы долота на забое и профилактики осложнений, которые могут возникнуть в процессе бурения в неустойчивых разрезах при недостаточной степени очистки ствола скважины.

Способ дистанционного контроля параметров раствора на выходе из ствола скважины, включающий, по меньшей мере, измерение в желобе буровой установки плотности, уровня и скорости течения раствора в процессе его циркуляции по замкнутому технологическому контуру, предусматривающему очистку раствора от шлама, отличающийся тем, что дополнительно определяют параметры последнего, для чего дополнительно измеряют плотность раствора после его очистки, а параметры шлама в виде абсолютных значений объемного и массового выхода в желоб устанавливают в соответствии с зависимостями

где Q_Ш - объемный выход шлама в желоб;
Q_P=ν·S - объемный расход раствора в желобе;
ν - скорость течения раствора, измеренная в желобе;
S - площадь поперечного сечения потока раствора, определенная с учетом геометрии желоба по показанию уровнемера;
ρ_O - плотность раствора, измеренная после его очистки от шлама;
ρ_P - плотность раствора, измеренная в желобе;
m_Ш.- массовый выход шлама.

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, а именно - к наземным геолого-технологическим комплексам контроля параметров бурового раствора. Устройство содержит смонтированные на быстросъемной крышке люка датчик измерителя уровня раствора и подвесной погружной контейнер, разделенный на две части, передняя из которых снабжена электроакустическим преобразователем измерителя скорости потока с коаксиальным кабелем, герметично введенным во вспомогательную воздушную полость контейнера, и обращенным приемоизлучающей поверхностью в сторону нижней внутренней поверхности желоба.

Способ обезвреживания отработанных буровых шламов и почв, загрязненных нефтепродуктами // 2596781

Изобретение относится к методам возвращения в хозяйственный оборот земель, загрязненных нефтепродуктами. Осуществляют извлечение отработанного бурового шлама экскаватором из земляных амбаров на ровную поверхность и просушивание на солнце.

Амбар для жидких углеводородов // 2589879

Изобретение относится к емкостям-хранилищам техногенного назначения и может быть использовано для сбора жидких углеводородов при их аварийных разливах. Устройство содержит трубные секции в виде жесткого цилиндрического корпуса с крышкой.

Устройство для контроля условной вязкости промывочной жидкости в циркуляционной системе буровой скважины // 2588591

Изобретение относится к бурению нефтяных и газовых скважин, а именно к наземным комплексам контроля параметров промывочной жидкости. Устройство содержит аккумулирующую емкость с сетчатым фильтром и выходным отверстием, гидравлически сообщающимся с откалиброванным струйным аппаратом.

Система локализации и регулирования жидкостей // 2583031

Группа изобретений относится к системам для локализации и регулирования жидкостей, получаемых на рабочей площадке, например площадке для бурения нефтяных или газовых скважин.

Буровой насос прямого привода с постоянными магнитами // 2575721

Изобретение относится к нефтепромысловому оборудованию, в частности к буровым насосам. Буровой насос прямого привода с постоянными магнитами имеет электродвигатель с постоянными магнитами, вал, соединенный с электродвигателем, и блок нагнетания насоса, соединенный с концом вала, противоположным электродвигателю.

Система для изоляции, измерения и повторного применения текучих сред в гидравлическом разрыве пласта // 2567577

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей отрасли, в частности к изоляции и мониторингу текучей среды, используемой для гидроразрыва пласта. Система включает в себя несколько гибких конструкций изоляции текучей среды для хранения текучих сред, применяемых или получаемых в процессе гидроразрыва пласта.

Способ строительства шламонакопителя для размещения отходов бурения скважин нефтегазовых месторождений (варианты) // 2558834

Группа изобретений относится к области охраны окружающей среды и может быть использована при строительстве буровых скважин для размещения отходов бурения. Способ включает создание чаши шламонакопителя, устройство противофильтрационного экрана на днище и бортах чаши.

Способ обработки нефтешлама // 2549657

Изобретение относится к обработке нефтесодержащих отходов и может быть использовано в нефтедобывающей, нефтеперерабатывающей и нефтехимической отраслях промышленности.

Устройство для совмещенного механического и термического расширения скважин // 2544348

Изобретение относится к горной промышленности, в частности к бурению скважин. Устройство для совмещенного механического и термического расширения скважин содержит буровой став с породоразрушающими элементами, размещенную в торце става горелку с магистралями подвода горючего и воздуха, установку пылегазоподавления с встроенной трубой для отвода горячего парогазового потока в окружающую среду, пульт управления, электронагреватели с адсорбером, который имеет вид двух вставленных один в другой и ограниченных поверхностями цилиндров разного диаметра для размещения адсорбента между внутренней стенкой большего цилиндра и внешней стенкой меньшего цилиндра, а внутренней стенкой он насажен на внешнюю поверхность трубы для отвода парогазовой смеси в атмосферу.

Способ моделирования циркуляции бурового раствора в скважине // 2602635

Изобретение относится к строительству скважин и может быть использовано для исследований циркуляционных процессов в скважине. Техническим результатом изобретения является повышение точности определения параметров циркуляции бурового раствора для исследования различных скважинных процессов. В способе моделирования циркуляции бурового раствора в скважине определяют свойства исследуемого бурового раствора, фиксируют промысловые значения внутреннего диаметра скважины Dc1 (м) и наружного диаметра бурильных труб dтр1 (м). Далее проводят расчет внутреннего модельного диаметра скважины Dc2 (м) для имитатора ствола скважины с выходным патрубком и наружного модельного диаметра бурильных труб dтр2 (м) для имитатора бурильной колонны модели буровой скважины, используя геометрическое подобие. Затем изготовляют имитатор ствола скважины с выходным патрубком и имитатор бурильной колонны, загружают взвешенную массу шлама в имитатор ствола скважины с выходным патрубком, устанавливают фильтрационную сетку на выходе из выходного патрубка имитатора ствола скважины. Также заполняют емкость для бурового раствора исследуемым раствором, устанавливают фактическую скважинную производительность Q1 (м3/с), определяют значения Рейнольдса для скважины Re1 и для модельной скважины Re2, на основе скорости течения в кольцевом пространстве Vк (м/с), которую выражают как отношение производительности Q (м3/с) к площади поперечного сечения кольцевого пространства скважины S (м2) и внутреннего диаметра скважины Dc (м), наружного диаметра бурильных труб dтр. (м), плотности бурового раствора ρб. р (кг/м3), динамической вязкости η (Па·c), рассчитывают число Рейнольдса Re. После чего приравняют скважинное значение Рейнольдса Re1 к модельному значению Рейнольдса Re2 и определяют модельную производительность бурового насоса Q2 (м3/с). Затем в емкость для бурового раствора погружают насос, соединенный с лабораторным автотрансформатором регулируемым, устанавливают необходимое напряжение на лабораторном автотрансформаторе регулируемом в зависимости от рассчитанного значения модельной производительности бурового насоса Q2 (м3/с). 1 ил., 1 пр.

Способ выбора бурового раствора для строительства наклонных и горизонтальных скважин, пробуренных в неустойчивых глинистых отложениях // 2620822

Изобретение относится к области бурения скважин в интервалах, представленных неустойчивыми глинистыми отложениями. При осуществлении способа проводят построение геомеханической модели устойчивости ствола по пробуренным на месторождении скважинам путем установления вертикального напряжения, порового давления, минимального и максимального горизонтального напряжения и их ориентации, прочностных и упругих свойств горных пород. Далее выполняют расчет устойчивости ствола проектной скважины и устанавливают «безопасное окно» плотности бурового раствора (БР), включая эквивалентную плотность циркуляции. Затем проводят испытание на одноосное сжатие образцов керна ранее пробуренной скважины этого месторождения в исходном состоянии, а также в среде БР различного состава, но по плотности входящих в ранее определенное «безопасное окно» плотности, с установлением при этом коэффициента разупрочнения и степени снижения сил сцепления в матрице породы. Производят гидравлический расчет процесса промывки скважины с учетом конструкции скважины с учетом кавернометрии; характеристики компоновки низа бурильной колонны, траектория скважины, порового давления и давления гидроразрыва; геотермического градиента; упругих свойств горных пород, скорости движения инструмента в стволе скважины; реологических параметров. Выбор БР осуществляют исходя из двух условий: раствор обеспечивает сохранение прочностных свойств образцов керна на уровне исходного состояния, а также его пластическая вязкость и динамическое напряжение сдвига не превышают максимальных значений. Повышается точность выбора бурового раствора. 1 з.п. ф-лы, 5 табл.

Подводный буровой модуль для бурения нефтяных и газовых скважин // 2624841

Изобретение относится к горной промышленности, в частности к буровым модулям, предназначенным для бурения нефтяных и газовых скважин на шельфах морей. Подводный буровой модуль, имеющий открытую рамную конструкцию, включает буровую вышку с вертикальными направляющими для бурильной машины, подъемный механизм для перемещения бурильной машины, бурильную машину для вращения бурильной колонны, средства для соединения/отсоединения бурильных труб в процессе добавления или удаления бурильных труб в/из бурильной колонны при спускоподъемных операциях, заменяемую кассету с бурильными трубами, устройство подачи и установки бурильных труб с захватными рычагами, элементы системы циркуляции бурового раствора, устройство вытеснения окружающей водной среды в систему буровых сточных вод и бурового раствора в систему циркуляции бурового раствора, элементы системы буровых сточных вод, которые закреплены на буровой вышке. Технический результат заключается в повышении безопасности работы и повышении экологической безопасности эксплуатации устройства. 4 ил.