Патент на изобретение №2315864

(54) УСТРОЙСТВО ДЛЯ ОПРЕДЕЛЕНИЯ НАЛИЧИЯ ГАЗА В СКВАЖИНЕ ВО ВРЕМЯ БУРЕНИЯ

(57) Реферат:

Изобретение относится к устройству для определения наличия пластового газа в потоке бурового раствора, проходящего по скважине во время ее бурения. Техническим результатом является создание надежного и точного устройства для определения наличия пластового газа в потоке бурового раствора, проходящего по скважине во время ее бурения. Для этого устройство содержит по меньшей мере одну сенсорную камеру, которую можно присоединять к бурильной колонне для бурения скважины, причем каждая сенсорная камера содержит объем выбранного газа и мембранную стенку, сквозь которую может проникать пластовый газ из потока бурового раствора в сенсорную камеру. Датчик выполнен так, чтобы посредством его можно было определять изменение выбранной характеристики упомянутого объема газа, происходящее в результате проникновения пластового газа из потока бурового раствора сквозь мембранную стенку в сенсорную камеру. 2 н. и 14 з.п. ф-лы, 4 ил.

Настоящее изобретение относится к устройству для определения наличия пластового газа в потоке бурового раствора, проходящего по скважине во время ее бурения. При поисках углеводородных жидких ископаемых, находящихся в пластах земли, важно определить на ранней стадии приток газа из пластов земли в скважину во время бурения. Если газ находится под высоким давлением, то определение его наличия является очень важной задачей для обеспечения правильного контролирования скважины и предупреждения нежелательных условий при бурении скважины. Кроме того, приток газа в скваженный флюид несет ценную информацию о различных пластах земли, через которые проходит скважина. Таким образом, приток газа может служить показателем попадания скважины в богатую углеводородными ископаемыми область поиска или показателем опасного восходящего выброса. Виды газов, которые наиболее часто бывают в пластах земли, суть следующие: метан (СН₄), углекислый газ (СО₂) и азот (N₂). Кроме того, во время бурения скважины может встречаться Н₂S.

Эти виды газов могут появляться либо в форме свободных газовых пузырей, либо в форме газа, растворенного в жидкости.

До настоящего времени сложно было регулярно и точно определять наличие газов, поступающих из пластов земли во время бурения скважины.

Задачей изобретения является создание надежного и точного устройства для определения наличия пластового газа в потоке бурового раствора, проходящего по скважине во время ее бурения.

В соответствии с изобретением создано устройство для определения наличия пластового газа в потоке бурового раствора, проходящего по скважине во время ее бурения, причем устройство содержит по меньшей мере одну сенсорную камеру, которая может быть присоединена к бурильной колонне для бурения скважины, а каждая сенсорная камера содержит датчик и некоторый объем выбранного газа и снабжена мембранной стенкой, сквозь которую может проходить пластовый газ из потока бурового раствора в сенсорную камеру, причем датчик выполнен так, чтобы посредством его можно было определять изменение выбранной характеристики упомянутого объема газа вследствие прохождения пластового газа из потока бурового раствора сквозь мембранную стенку в камеру датчика.

Мембранная стенка позволяет газу проходить в сенсорную камеру. Путем определения изменения выбранной характеристики вследствие прохождения газа сквозь мембрану достигают того, чтобы периодически генерировался сигнал, указывающий на такое прохождение газа.

Предпочтительно, чтобы мембранная стенка была одновременно гидрофобной и олеофобной. Таким образом эффективно препятствуют попаданию как нефти, так и воды в сенсорную камеру, благодаря чему можно использовать в качестве датчика микроэлектромеханический (МЭМ) твердотельный датчик. Такие МЭМ датчики могут быть выполнены на кремневой основе и/или на полимерной основе. Можно использовать различные типы МЭМ датчиков, включая теплопроводный датчик, термокаталитический датчик и электрохимический датчик, например металоксидный электрохимический датчик.

В предпочтительном варианте исполнения устройство содержит устройство для выравнивания давлений, выполненное с возможностью поддерживать давление газа в сенсорной камере, по существу равное давлению жидкости в потоке бурового раствора. Благодаря малому перепаду давлений газа между сенсорной камерой и жидкостью в скважине мембранная стенка может отличаться малым давлением проникновения, что является полезной характеристикой с точки зрения реакции устройства на изменения концентрации пластового газа в буровом растворе. Кроме того, так как давление газа выравнено с давлением жидкости, устройство может быть пригодно для использования на любой глубине.

В конкретном предпочтительном варианте исполнения изобретения устройство содержит первую упомянутую сенсорную камеру и вторую упомянутую сенсорную камеру, а средства для подачи газа содержат приспособление для подачи первого упомянутого выбранного газа в первую сенсорную камеру и приспособление для подачи второго упомянутого выбранного газа во вторую сенсорную камеру. Каждая из сенсорных камер обладает своей собственной индивидуальной реакцией на наличие пластового газа определенного типа, что позволяет производить анализ состава пластового газа в скважине путем комбинирования сигналов датчиков.

Изобретение описано более подробно ниже на примерах со ссылками на прилагаемые чертежи, на которых изображено:

на фиг.1 – схематически бурильная колонна, оборудованная вариантом исполнения устройства согласно изобретению;

на фиг.2 – схематически часть устройства, представленного на фиг.1;

на фиг.3 – схематически альтернативный аппарат для выравнивания давлений для устройства, представленного на фиг.1;

на фиг.4 – схематически альтернативный вариант исполнения устройства согласно изобретению.

На чертежах одинаковыми ссылочными позициями обозначены сходные компоненты.

На фиг.1 изображена бурильная колонна 1 в скважине 2, выполненной в пласте 4 земли. Бурильная колонна 1 оснащена буровой коронкой 6 на ее нижнем конце и устройством 8 для определения наличия газа, соответствующим образом смонтированным в проеме 10, выполненном в стенке 11 бурильной колонны 1 на небольшом расстоянии выше буровой коронки 6. Позицией 12 обозначен поток бурового раствора, нагнетаемого через бурильную колонну 1 к буровой коронке 6, где поток проходит через форсунки 14 буровой коронки в скважину 2 и идет вверх по кольцевому пространству 16 между стенкой скважины и бурильной колонной 1.

Устройство для определения наличия газа включает в себя сенсорную камеру 18, жестко закрепленную в проеме 10 стенки 11 бурильной колонны, как это более детально показано на фиг.2. Сенсорная камера 18 содержит мембранную стенку 20, обладающую отталкивающей силой, воздействующей на жидкость в скважине. Мембранная стенка 20 выполнена в виде пакета, состоящего из гидрофобной (водооталкивающей) мембраны 22 и олеофобной (нефтеотталкивающей) мембраны 24. Мембраны 22, 24 проницаемы для газа, т.е. газ может проходить сквозь них из потока бурового раствора 12 в сенсорную камеру 18, но в то же время они препятствуют проходу воды (мембрана 22) и нефти (мембрана 24) в сенсорную камеру 18. Микроэлектромеханический (МЭМ) твердотельный датчик 26 установлен в сенсорной камере и соответствующим образом соединен с системой управления (не показана), расположенной на поверхности. Датчик 26 является МЭМД каталитическим датчиком удельной теплопроводности (пеллистором) и содержит источник тепла и датчик температуры, установленный на выбранном расстоянии от источника тепла.

Сенсорную камеру 18 заполняют объемом выбранного продувочного газа. В данном примере продувочным газом является гелий, однако в качестве продувочного газа можно использовать неон, аргон или любой другой подходящий эталонный газ.

Подачу гелия обеспечивают из резервуара 28 для его хранения, присоединенного к сенсорной камере 18 посредством трубопровода 30 и регулировочного клапана 32.

Предусмотрено устройство 34 для выравнивания давлений для поддержания давления газа в сенсорной камере 18 на уровне, по существу равном давлению жидкости в потоке бурового раствора 12. Устройство 34 для выравнивания давлений в варианте исполнения, представленном на фиг.2, содержит корпус 36, включающий в себя камеру 38 для жидкости и камеру 40 для газа, отделенную от камеры 38 для жидкости гибкой стенкой 41. Камера 38 для жидкости сообщается по текучей среде с потоком бурового раствора 12 трубопроводом 42, а камера 40 для газа сообщается по текучей среде с полостью сенсорной камеры 18 трубопроводами 43 и 30. Посредством выпускного трубопровода 44, содержащего регулировочный клапан 45, обеспечивают сообщение по текучей среде между сенсорной камерой 18 и потоком 12 флюида. Гибкую стенку 40 в корпусе 36 выполняют, например, из эластомерного материала. Регулировочными клапанами 32, 45 управляют с помощью соответствующей системы управления (не показана).

На фиг.3 схематически изображено альтернативное устройство 74 для выравнивания давлений. Этот вариант исполнения отличается от устройства, описанного выше, тем, что в нем отсутствует гибкая стенка в корпусе 36, отделяющая жидкость 78 от газа 80. Жидкость 80 можно подавать в корпус 36 по открытому соединительному трубопроводу 42, который по выбору может быть оснащен отсечным клапаном 81. Газ 80 может быть продувочным газом, который подают в полость сенсорной камеры 18 по трубопроводам 43 и 30. Посредством выпускного трубопровода 44, необязательно оснащенного регулировочным клапаном, обеспечивают сообщение по текучей среде между сенсорной камерой 18 и потоком флюида 12. Для обеспечения правильной работы этого варианта исполнения открытый соединительный трубопровод 42 должен быть соединен с корпусом 36 в нижней части корпуса 36, так как отделение жидкости 78 от газа 80 основано на гравитации.

Устройство для выравнивания давлений в общем можно также встраивать в систему для определения наличия газа, например, описанное выше, содержащее подходящий датчик, отличный от МЭМД датчика.

На фиг.4 изображен альтернативный вариант исполнения устройства согласно изобретению, в котором первая сенсорная камера 50 и соседняя вторая сенсорная камера 52 смонтированы в проеме 10 в стенке 11 бурильной колонны. В первой сенсорной камере 50 заключен первый МЭМД датчик 53, а во второй сенсорной камере 52 заключен второй МЭМД датчик 54. Датчики 53, 54 соединены с контроллером 56, связанным с соответствующей системой управления (не показана), расположенной на поверхности, линией управления 58. Подачу продувочного газа гелия осуществляют из резервуара 60 для хранения, соединенного с первой сенсорной камерой 50 трубопроводом 62 и регулировочным клапаном 63, а подачу продувочного газа аргона осуществляют из резервуара 64 для хранения, соединенного со второй сенсорной камерой 52 трубопроводом 66 и регулировочным клапаном 67. Регулировочными клапанами 63, 67 управляют посредством контроллера 56, которым, в свою очередь, управляют с помощью системы управления, расположенной на поверхности. Контроллер работает от аккумулятора 68.

При нормальной работе варианта исполнения, представленного на фиг.1 и 2, бурильную колонну вращают для продолжения бурения скважины 2, при этом осуществляют циркуляцию потока бурового раствора 12 вниз по бурильной колонне 1 и вверх по кольцевому пространству 16 между стенкой скважины и бурильной колонной 1. Сенсорную камеру заполняют выбранным продувочным газом гелием. Как сказано ниже, продувочный газ пополняют после каждого цикла определения наличия пластового газа. МЭМ датчик постоянно передает сигнал, характеризующий удельную теплопроводность объема газа, находящегося в сенсорной камере 18. Сигнал по существу имеет постоянную величину до тех пор, пока в сенсорную камеру 18 не поступает пластовый газ.

Когда скважина 2 входит в пласт, содержащий газ, например этан, углекислый газ или азот, некоторое количество газа попадает в поток бурового раствора 12, проходящий по кольцевому пространству 16. Газ может быть растворен в жидкости или может быть в форме пузырьков, если жидкость становится перенасыщенной газом. Газ может быть также в виде больших скоплений в том случае, если скважина 2 попадает в объем газа, находящегося под высоким давлением. При этом парциальное давление каждого компонента газа в потоке жидкости 12 выше, чем в сенсорной камере 18, заполненной гелием.

Из-за разницы между парциальным давлением в потоке бурового раствора 12 и в сенсорной камере 18 газ, находящийся в потоке бурового раствора 12, поступает в сенсорную камеру сквозь мембраны 22, 24. Это относится к каждому отдельному виду газа, растворенного в потоке бурового раствора 12. Попаданию воды из потока бурового раствора 12 в сенсорную камеру 18 препятствуют посредством гидрофобной мембраны 22, а попаданию нефти из потока бурового раствора 12 в сенсорную камеру 18 препятствуют посредством олеофобной мембраны 24. При поступлении газа в сенсорную камеру 18 удельная теплопроводность газовой среды вокруг МЭМД датчика 26 изменится. В результате этого значение выходного сигнала датчика 26 изменится с уровня, относящегося к удельной теплопроводности продувочного газа, до уровня, относящегося к пластовому газу, поступившему в сенсорную камеру 18. Измененный сигнал указывает на наличие пластового газа, поступившего в сенсорную камеру 18. Таким образом, определение состояния газа в устройстве согласно изобретению заключается в определении разницы между характеристиками образца газа и эталонного продувочного газа. Объем газа в сенсорной камере 18 относительно небольшой, благодаря чему (требуется) только небольшой объем образца газа из потока бурового раствора 12. Следовательно, на проведение анализа затрачивается небольшой промежуток времени, и небольшой объем продувочного газа требуется для прочистки сенсорной камеры 18 для подготовки к выполнению следующего замера.

Производят ряд замеров, при этом после каждого замера образец газа удаляют путем открывания регулировочного клапана 32 и, следовательно, продувания сенсорной камеры 18 гелием, подаваемым из резервуара 28 для хранения.

С помощью устройства 34, 74 для выравнивания давлений обеспечивают условия, при которых давление газа в сенсорной камере 18 поддерживается по существу равным давлению жидкости в потоке бурового раствора 12. Таким образом достигают условий, при которых мембраны 22, 24 не повреждаются из-за высокого перепада давлений на мембранах 22, 24. Таким образом, с помощью устройства 34, 74 для выравнивания давлений устройство согласно изобретению может быть использовано в глубоких буровых скважинах, например, глубиной 1 км и более или 3 км и более, при этом устройство согласно изобретению может быть расположено как можно ближе к нижнему концу бурильной колонны. Расположение устройства вблизи нижнего конца бурильной колонны позволяет достигать раннего распознавания наличия пластового газа глубоко в скважине.

Кроме того, применение устройства 34, 74 для выравнивания давлений позволяет использовать относительно тонкую мембранную стенку с относительно большой площадью поверхности, что благоприятно сказывается на уменьшении до минимума задержек между появлением пластового газа в потоке бурового раствора и ранним его обнаружением.

Описанный вариант исполнения устройства 34 для выравнивания давлений содержит камеру 38 для жидкости, сообщающуюся с потоком флюида в кольцевом пространстве 16 скважины, и камеру 40 для газа, сообщающуюся по текучей среде с заполненной газом сенсорной камерой 18. С помощью такой конструкции обеспечивают сообщение давлений между заполненной газом сенсорной камерой 18 и заполненным жидкостью кольцевым пространством 16 скважины. В то же самое время посредством гибкой стенки 41 отделяют поток 12 от газа в сенсорной камере 18. Таким образом, с помощью аппарата 34, 74 для выравнивания давлений отделяют флюиды в скважине от газа в камере 18.

Описанный альтернативный вариант исполнения устройства 74 для выравнивания давлений содержит жидкость 78, сообщающуюся с потоком флюида в кольцевом пространстве 16 скважины, и газ 80, сообщающийся с заполненной газом сенсорной камерой 18. С помощью такой конструкции обеспечивают сообщение давлений между заполненной газом сенсорной камерой 18 и заполненным флюидом кольцевым пространством 16 скважины. Благодаря тому что здесь нет гибкой стенки, отделяющей поток 12 от газа в сенсорной камере 18, этот вариант исполнения является предпочтительным, так как позволяет исключить условия, при которых отсутствие перепада давлений между жидкостью и газом может иметь место в результате того, что гибкая стенка может служить механической опорой. Однако этот альтернативный вариант исполнения обладает недостатком, заключающимся в риске, связанном с возможностью попадания жидкости в сенсорную камеру.

Для компенсации относительно большого сжатия газа во время опускания аппарата в скважину на глубину, составляющую первые приблизительно 500 м, продувочный газ, находящийся в корпусе 36, может быть необязательно подвергнут предварительному сжатию путем перекрывания отсечного клапана 81. Когда будет достигнута глубина, составляющая приблизительно 500 м, отсечной клапан может быть открыт для обеспечения прямого соединения со скважиной. Таким образом, объем, требующийся для газа 80 в корпусе 36, может быть сокращен.

Капиллярное давление в мембранах 22, 24 ведет к относительно малому перепаду давлений на мембранах 22, 24. Путем подбора мембран 22, 24 с очень маленькими порами можно обеспечить условия, при которых этот перепад давлений может составлять в пределах 2-14 бар. Давление гелия в резервуаре 28 для хранения, используемого для продувки сенсорной камеры 18, должно быть выше максимального ожидаемого давления в скважине.

В качестве методики измерения можно выбрать такую, в которой определяют амплитуды сигналов, где вслед за первоначальным всплеском сигнал становится стабильным спустя относительно продолжительный период времени, т.е. приблизительно через 80 мин при каждом измерении. Более предпочтительная методика включает измерение крутизны выходного сигнала при его изменении во времени в результате диффузии пластового газа в сенсорную камеру 18. Это – быстрое измерение, составляющее около 15-20 с от общего времени цикла. Каждое измерение включает в себя поочередную подачу продувочного газа и приток пластового газа с интервалом в 15 с. Для повышения точности измерений усреднение в статистическом смысле может быть выполнено с использованием большого числа данных замеров. Крутизна выходного сигнала пропорциональна парциальной концентрации растворенного газа. Кроме того, при наличии свободного газа в потоке 12 крутизна значительно отличается от случая, когда газ растворен в потоке 12, так что такая разница может быть использована для распознавания газовой фазы, т.е. распознавания того, растворен ли газ в жидкости или он присутствует в свободном состоянии в буровом растворе в возвратном потоке от бурильной коронки 6.

Нормальное действие устройства согласно варианту исполнения, представленному на фиг.4, по существу аналогично нормальному действию устройств согласно вариантам исполнения, представленным на фиг.1, 2 и 3. Основное отличие заключается в том, что вместо одного продувочного газа в сенсорных камерах 50, 52 используют различные продувочные газы: гелий и аргон. Сначала сенсорную камеру 50 заполняют гелием, а сенсорную камеру 52 заполняют аргоном. Когда пластовые газы (метан, углекислый газ и азот) поступают в сенсорные камеры 50, 52, удельная теплопроводность объема газа в сенсорной камере 50 изменяется иначе, чем удельная теплопроводность объема газа в сенсорной камере 52. Таким образом, сигнал датчика 53 изменяется иначе, чем сигнал датчика 54. Кроме того, сигнал изменяется в зависимости от концентрации соответствующих компонентов: метана, углекислого газа и азота. Путем калибровки сигнала, поступающего от сенсорной камеры 50 и соответствующего компонентам газа (метану, углекислому газу и азоту), получают первое уравнение в результате измерений при выбранной температуре внутри датчика. Второе уравнение получают из условия, заключающегося в том, что сумма всех концентраций трех газовых компонентов (CO₂, N₂ и CH₄) равна единице. Третье уравнение получают путем калибровки сигнала, поступающего от сенсорной камеры 52 и соответствующего компонентам газа (метану, углекислому газу и азоту). Путем решения этих уравнений может быть получена комплексная информация.

Каждый датчик 53, 54 обладает своими собственными электронными установками и коэффициентом усиления, так что уровни сигналов оптимизируют при съеме информации и для решения системы трех уравнений с тремя неизвестными. Возможно, что проблема распознавания трех газовых компонентов может быть сведена к проблеме распознавания одного газового компонента путем использования известных данных о скважине. Например, путем предположения, заключающегося в том, что в определенной скважине концентрация метана в природном газе является единственной переменной.

Можно также использовать ожидаемый пластовый газ, например N₂, CH₄ или H₂S, в одной из сенсорных камер. Камера, заполненная этим видом газа, не должна регистрировать изменений выбранной характеристики газа, распознанного датчиком. Если в это же время вторая сенсорная камера регистрирует изменения выбранной характеристики, то это является прямым и быстрым указанием на то, что этот тип пластового газа присутствует в потоке бурового раствора.

Формула изобретения

1. Система для определения наличия пластового газа в потоке бурового раствора, проходящего по скважине во время ее бурения, причем система содержит по меньшей мере одну сенсорную камеру, выполненную с возможностью присоединения к бурильной колонне для бурения скважины, причем каждая сенсорная камера содержит датчик, объем выбранного газа и мембранную стенку, которая позволяет проникать пластовому газу из потока бурового раствора в сенсорную камеру, причем датчик выполнен с возможностью определения изменения выбранной характеристики упомянутого объема газа, происходящего в результате проникновения пластового газа из потока бурового раствора сквозь мембранную стенку в сенсорную камеру.

2. Система по п.1, в которой упомянутая мембранная стенка, по существу, предотвращает проникновение жидкости из потока бурового раствора в сенсорную камеру.

3. Система по п.1 или 2, в которой мембранная стенка является как гидрофобной, так и олеофобной.

4. Система по п.3, в которой мембранная стенка выполнена в виде пакета, содержащего гидрофобную мембрану и олеофобную мембрану.

5. Система по п.1, в которой датчик выполнен с возможностью определения или измерения, изменения удельной теплопроводности упомянутого объема газа.

6. Система по п.1, в которой датчик содержит источник тепла и датчик температуры, расположенный на выбранном расстоянии от источника тепла, и в котором упомянутый объем газа находится между источником тепла и датчиком температуры.

7. Система по п.1, в которой датчик является микроэлектромеханическим (МЭМ) твердотельным датчиком.

8. Система по п.7, в которой датчик является проводящим МЭМ каталитическим (пеллисторным) датчиком.

9. Система по п.1, дополнительно содержащая устройство для выравнивания давлений, выполненное с возможностью поддерживать давление газа в сенсорной камере, по существу, равным давлению флюида в потоке бурового раствора.

10. Система по п.9, в которой устройство для выравнивания давлений содержит корпус, в котором находятся жидкость и газ, причем корпус выполнен с возможностью приложения силового воздействия одной субстанции на другую, и жидкость, находящаяся в корпусе, сообщается по текучей среде с потоком бурового раствора, а газ, находящийся в корпусе, сообщается по текучей среде с сенсорной камерой.

11. Система по п.10, в которой корпус содержит камеру для жидкости и камеру для газа, отделенную от камеры для жидкости подвижной стенкой, причем камера для жидкости сообщается по текучей среде с потоком бурового раствора, а камера для газа сообщается по текучей среде с сенсорной камерой.

12. Система по п.11, в которой упомянутая подвижная стенка является гибкой стенкой.

13. Система по п.1, дополнительно содержащая средство для подачи газа, предназначенное для подачи упомянутого избранного газа в сенсорную камеру.

14. Система по п.13, в которой система содержит первую упомянутую сенсорную камеру и вторую упомянутую сенсорную камеру и в которой средство для подачи газа содержит приспособление для подачи первого упомянутого избранного газа в первую сенсорную камеру и приспособление для подачи второго упомянутого избранного газа во вторую сенсорную камеру.

15. Система по п.13 или 14, в которой средства для подачи газа выполнены с возможностью продувки каждой сенсорной камеры соответствующим избранным газом.

16. Бурильная колонна, оснащенная системой по любому из пп.1-15.

РИСУНКИ

MM4A – Досрочное прекращение действия патента СССР или патента Российской Федерации на изобретение из-за неуплаты в установленный срок пошлины за поддержание патента в силе

Дата прекращения действия патента: 18.06.2009

Извещение опубликовано: 20.07.2010 БИ: 20/2010