Способ контроля поглощений и проявлений пластов при бурении скважин

 

ОПИСАНИЕ

ИЗОБРЕТЕНИЯ

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ

Союз Советских

Социалистических

Республик

<н945399 (61) Дополнительное к авт. саид-ву (22) Заявлено 08. 10. 80(21) 2991527/22-03 с присоединением заявки ¹ (23) Приоритет

Опубликовано 230782.Бюллетень ¹

Дата опубликования описания 23. 07. 82

Р М К з

Е 21 В 47/00

Государственный комитет

СССР но делам нзобретеннй н открытий (53) УДК 622. 241 (088.8) С.И.Кислянский, A.Ô.Ñòàðêîâ, Б.К. Болезин и Б.В.Колосов (72) Авторы изобретения (71) Заявитель

Уфимский нефтяной институт (54) СПОСОБ КОНТРОЛЯ ПО1ЛОЩЕНИй И ПРОЯВЛЕНИИ

ПЛАСТОВ ПРИ БУРЕНИИ СКВАЖИН

Изобретение относится к буровой технике, в частности к способам определения интервалов и интенсивности поглощения промывочной жидкости или проявления пластов при бурении нефтяных и газовых скважин.

Известен способ определения проявления пластов при бурении, вкявочающий регистрацию расхода промывочной жидкости на устье скважины и выделение проницаемых коллекторов по аномалиям на кривой расхода (1).

Недостатком такого способа является необходимость установки процесса бурения для определения величины проявления или поглощения пластов.

Начало поглощения, как правило, приходится на момент бурения, и если поглощение значительной интенсивности вовремя не выявлено, зто может привести к аварийной ситуации.

Наиболее близким к предлагаемому является способ определения интервалов и интейсивности поглощений промывочной жидкости и проявлений пластов прн бурении, включающий регистрацию показателя соотношения расходов закачнваемой в скважину и выходящей нз нее промывочной жидкости в приемном амбаре, например земляном 1.2) .Недостатком указанного способа является низкая точность определения интервалов осложнений и интенсивности поглощения или проявления пластов, так как приемный амбар имеет значительные размеры. В холод111 ный период времени из-за климатических условий (снежного и ледяного покрова в амбаре), а также в результате отложения. шлама из промывочной жидкости и фильтрации жидкости через стенки земляного амбара регистрировать показатель соотношения расхода эакачиваемой и выходящей из: скважийы с достаточной точностью сложно и трудно.

Целью изобретения является повышение точности определения интервалов и интенсивности .поглощений и проявлений пластов в бурящнхся скважи. нах.

Укаэанная цель достигается тем, что согласно способу производят теплообмен закачиваемой и выходя-" щей из скважины жидкости, измеряют и сравнивают разности температур, пропорциональные охлаждению выходящей из скважины жидкости и нагрева945399 нию эакачиваемой, и по результату срачнения судят о соотношении расходов.

На чертеже приведено устройство, служащее для осуществления предлагаемого способа.

Устройство содержит теплообменник 1, подключенный первым входом 2 к устью скважины, вторым входом 3 к приемному амбару 4, первый выход

5 открыт на излив жидкости в приемный амбар, второй выход б соединен с приемным патрубком бурового насоса 7.

На входах 2 и 3 и выходах 5 и б теплообменника установлены термоприемники 8-11 соответственно (например, термометры сопротивления с номиналами каждого по 100 Ом при 0 С), имеющие. одинаковые температурные характеристики. Термоприемники соединены с измерительной панелью 12 электрическим каналом связи, С целью уменьшения тепловых потерь в окружающую среду и тем самым повышейия точности определения поглощений и проявлений при буре- . нии устройство имеет тепловую изоляцию 13.

При бурении скважины цщ куляция, жидкости осуществляется следующим образом.

Из приемного амбара холодная промывочная жидкость движется на вход 3, где установлен термоприемник 9, и далее через теплообменник — на выход 6, где установлен термоприемник 11, к насосу 7, которым закачивается в бурящуюся сква жину.Изливающаяся из скважийы нагретая жидкость поступает на вход 2, где установлен термоприемник 8, в теплообменник, и далее на выход. 5,,где находится термоприемник 10, откуда направляется в приемный амбар.

При этом более холодная промывочная жидкость из приемного амбара, проходя теплообменник, нагревается, теплая или горячая жидкость, поступающая из скважины, в теплообменнике охлаждается. Разность температур нагреваемой и охлаждаемой жидкостей регистрируется термоприемниками 9, 11 и 8, 10. Тепловая энергия от тепловой промывочной жидкости, поступающей иэ скважины, передается в теплообменнике более холодной, эакачиваемой в скважину.

Поитому для двух потоков жидкости, проходящих теплообменник, тепловой баланс выражается следующим соотношением:

С m at< И Ср m2д 2Ы

P I " ъ или

Ср„. m „at, Сд. ю . дФ., где Й вЂ” тепловая энергия, переданная от тепловой промывочной жидкости к более холодной, закачиваемой в скважи5 ну, кВт; ,С С вЂ” соответственно тепло о р емкость теплой и холодной жидкостей, кДж/кг град;

m, т — соответственно массовые расходы теплой и холодной жидкостей, кг./с;

ht4 .at 2 — изменение температуры

15 теплой и холодной жидкостей, К.

В теплообмене участвует одна и та же промывочная жидкость, циркуляция которой является замкнутой и cosepшается иэ амбара через теплообмен-. ник, насос, скважину, теплообменник в амбар.. Поэтому теплоемкости Ср и Ср при этом практически не меняются, т.е. Cp„-С(Тогда соотйошейие между массовыми расходами и изменением температур закачиваемой и изливающейся(, из скважины жидкостей примет вйд

At%.

30 дt g. где — — соотношение между изменением температур в тецлообt меннике тепловой (At<) и холодной (at2) жидкостейу

35 соотношение между массовыми расходами теплой m< и холодной m< жидкостей.

Выходные сигналы термоприемников

4О 8, 10, 9. и 11 пропорциональны температурам потоков на входах и выходах теплообмеиника.

Разность выходных сигналов термоприемников 8 и 10 пропорциональна

45 охлаждению теплой жидкости на величину atg, а термоприемников 9 и 11 — нагреву холодной жидкости на величину Му.

Когда при бурении нет поглощеО ний и проявлений массовый расход выходящей иэ скважины жидкости в равен расходу закачиваемой жидкости

m . В этом случае ht„-=at и выходнйе сигналы термоприемников, которые регистрируются измерительной панелью 12, одинаковы. В случае поглощения жидкости массовый расход изливающейся из скважины жидкости меньше, чем .закачиваемой (mÄ m ).

Teraa at„ >at и выходные сигналы термоприемников различаются в сторону поглощения промывочной жидкости.

При проявлении пластов расход изливающейся жидкости иэ скважины больше, чем закачиваемой (та,рm<). В

65 этом случае дФ at, т.е. выходные

945399

ВНИИПИ Заказ 5284/45 Тираж 623 Подписное

Филиал ППП "Патент", r. Ужгород, ул. Проектная, 4 сигналы термоприемников разливаются в сторону проявления пластов.

В отличие от известного при предлагаемом способе погодные условия оказывают малое влияние на результаты измерений, так как процесс изолирован от окружающей среды. Небольшие размеры теплообменника по сравнению с приемным амбаром позволяют быстрее определить интервалы и интенсивность поглощений или проявлений при бурении.

Таким образом, предлагаеьиюм способом возможно более точное и надежное определение интервалов и интенсивности поглощений и проявлений в процессе бурения скважин. формула изобретения

Способ контроля йоглощений и проявлений пластов при бурении скважин, основанный на определении соотношения расходов закачиваемой в скважину и выходящей нз нее промывочной жидкости, отличающийся тем, что, с целью повышения точности определения интервалов и интенсивности

5 поглощений и проявлений пластов, производят теплообмен эакачиваемой и выходящей из скважины жидкости, измеряют и сравнивают разности температур, пропорциональные охлаж10 дению выходящей из скважины жидкости и нагреванию эакачиваемой, и ло результату сравнения судят о соотнсшении расходов.

Источники информации, принятые во внимание при экспертизе

1. Авторское свидетельство СССР

9 610917, кл. Е 21 В 47/00, 1976 °

2. Лукьянов 3.E Исследование скважин в процессе бурения. М., Недра, 1979, с. 75-76 (прототип).