Приборы для определения параметров бурового раствора
Уровень бурового раствора в емкостях
Это один из наиболее важных контролируемых параметров. Непрерывно контролируя уровень бурового раствора в активной емкости, можно сразу же отметить его увеличение, вызванное притоком жидкости в скважине. Не подлежит сомнению необходимость строго контроля уровня бурового раствора в емкости. Аналогично снижение уровня может свидетельствовать о потере циркуляции.
Однако ценность системы контроля уровня бурового раствора в емкости сомнительна, если отсутствует надлежащее взаимодействие между оператором станции ГТИ, инженером по буровому раствору и бурильщиками. Приготовление раствора, добавление его в рабочую емкость и перкачивание в другие емкости могут спутать всю картину. Если не будет обеспечено необходимое взаимодействие между персоналом и любому увеличению либо снижению уровня бурового раствора не будет даваться соответствующее объяснение, существует возможность пропустить увеличение уровня бурового раствора в емкости, произошедшее в результате притока пластовой жидкости. Во-вторых, в процессе притока в скважину флюида первоначально ожидается очень небольшое увеличение уровня в емкости для бурового раствора. Приток пластовой жидкости либо газа на значительных глубинах вызовет лишь небольшое увеличение уровня. Только в случае перемещения этих жидкостей вверх по скважине наблюдается увеличение их объема, за счет выделения и расширения газа и значительное увеличение уровня бурового раствора в емкости. На самом деле увеличение в объеме порядка 0,5-1,0 кубический метр будет отмечено, только когда газ будет находиться на расстоянии 2/3 своего пути вверх по скважине. Таким образом, не вызывает сомнения необходимость использования жесткой системы контроля уровней. Даже в случае присутствия пластовых жидкостей в скважине, когда устье скважины может быть закрыто превентером, газ будет продолжать подниматься вверх, и стравливание давления с последующим расширением газовой пачки необходимо строго контролировать, чтобы избежать разрыва пластов или поступления дополнительного объема пластового флюида.
Температура бурового раствора
Контроль температуры бурового раствора осуществляется с целью выявления пластов с повышенным давлением. Температура бурового раствора, конечно же, зависит не только от температуры забоя скважины, но также и от термических характеристик типа породы, бурение которой осуществляется, зависит от ее теплопроводности по отношению к буровому раствору, от добавок к буровому раствору воды и химикатов, от времени СПО, типа долота и частоты его вращения, а также от изменения диаметра скважины и скорости циркуляции. Ясно также, что абсолютные значения температуры не представляют никакой ценности. Это еще более справедливо для морских буровых платформ, где охлаждающий эффект райзера маскирует любые небольшие изменения температуры. При глубоководном бурении с помощью полупогружных ллатформ и буровых судов охлаждающий эффект райзера еще более силен. Хотя имеется возможность рассчитать потерю тепла в райзере при постоянной скорости вращения, бустерные насосы райзера создают еще большие сложности. Поэтому при контроле температуры выходящего раствора важно выявить отклонения от установленных закономерностей. Все на что можно надеяться - это свидетельство повышенного давления, о котором свидетельствует расхождение на кривой трендов. В случае возникновения такой ситуации можно проверить другие показатели, характеризующие повышенное давление. Естественно ожидать увеличения температуры после спуска долота, когда буровой раствор был подвергнут воздействию температуры пласта в течение более длительного периода времени.
Плотность бурового раствора
Плотность бурового раствора может также свидетельствовать о притоке пластовой жидкости в скважину. Снижение плотности бурового раствора по мере того, как он достигает поверхности, может происходить в силу того, что в растворе увеличивается содержание газа. По плотности бурового раствора на поверхности ни в коем случае нельзя судить о содержании газа в затрубном пространстве скважины. Небольшие порции газа, которые поступают в раствор на глубине, оказывают очень незначительное воздействие на плотность бурового раствора. Те же самые объемы газа, поступающие в буровой раствор при сниженном давлении (например, вблизи поверхности), могут существенно уменьшить его плотность. Таким образом, весь столб бурового раствора отличается по своей плотности - она самая высокая у забоя и самая низкая в верхней его части. Среди других факторов, влияющих на плотность бурового раствора, можно назвать скорость проходки и частоту вращения долота, которые в свою очередь влияют на объем шлама, который несет с собой единичный объем бурового раствора. На плотность бурового раствора также влияют частицы горной породы обваливающиеся со стенок скважины. Конечно, сам факт того, что буровой раствор циркулирует, означает, что его плотность выше измеренной, т.е. ECD (equivalent circulating density - эквивалентная плотность циркуляции) выше статической плотности. Таким образом, следует отдавать себе отчет в том, что измерения плотности бурового раствора никаким образом не являются количественными показателями. К счастью большинство факторов, влияющих на плотность бурового раствора, не имеют такого важного значения как содержание в нем газа. Однако в данном случае также следует контролировать кривые плотности бурового раствора на входе и выходе скважины и анализировать отклонения плотности на графиках кривых.
Подсчет числа ходов насоса
Интенсивность, с которой буровой раствор закачивается в скважину, определяется с помощью счетчика числа рабочих ходов насоса. Зная размеры втулки, диаметр поршня насоса и его производительность, можно подсчитать объем бурового раствора, вытесняемый при каждом ходе насоса. Зная геометрию скважины и время циркуляции, можно подсчитать время задержки (отставания) раствора на выходе.
При расчете времени отставания раствора на выходе следует исходить из предположения, что скважина имеет идеально цилиндрическую форму, что является очень редким случаем в силу вымываний, обвала пород и т.д., а также из предположения, что скорость закачки раствора совпадает со скоростью движения шлама , т.е. не учитывать разницу между реальной скоростью раствора и шлама. Временное использование подпорных насосов может также усложнить расчет указанных параметров.
Тем не менее, теоретические данные расчета времени отставания обычно довольно близко совпадают с реальным временем отставания подачи бурового раствора. Проверку времени отставания можно осуществить с помощью "карбидного тестирования", т.е. помещения карбида в бурильную трубу непосредственно перед осуществлением наращивания. Карбид взаимодействует с водой бурового раствора, в результате чего вырабатывается ацетилен, который может быть обнаружен газовыми детекторами. Однако даже при использовании данной методики следует помнить, что ацетилен покажет дифференцированную скорость по отношению к раствору, и что временной интервал между поступлением газа на поверхность и его обнаружением газовыми детекторами может составить существенную величину. Для получения времени задержки указанное время, а также время простоя следует вычесть из фактического времени (например, время, в течение которого карбид поступает вниз по бурильной трубе). Другая полезная проверка времени задержки может быть сделана когда происходит перерыв в бурении в связи с изменениями в разрезе.
После того как будет пробурен пласт с избыточным давлением, пластовая жидкость может попасть в скважину, что снизит плотность раствора. При указанных обстоятельствах более тяжелый буровой раствор в бурильной трубе будет иметь тенденцию просачиваться в затрубное пространство, где плотность и давление имеют меньшее значение. В результате снизится давление закачки на поверхности, и чтобы компенсировать это снижение, бурильщик может увеличить интенсивность работы насосов. В силу указанных выше причин следует следить за числом ходов насоса в минуту.
Поток бурового раствора
Контроль потока бурового раствора на выходе из скважины может также быть очень полезным инструментом для определения того, поступают ли в скважину пластовые жидкости. В случае возникновения указанной ситуации будет тотчас же отмечено увеличение расхода бурового раствора на выходе.
Необходимо постоянно контролировать поток бурового раствора в случаях перерывов в процессе бурения потенциальных коллекторов углеводородов.
Значения контроля расхода бурового раствора на выходе становятся очевидными, если проанализировать последовательность событий при
возникновении выброса пластового флюида. Как только жидкость
начинает поступать в скважину, наблюдаются следующие явления:
а) Увеличение расхода бурового раствора на выходе;
в) Возможно снижение давления закачки либо увеличение давления
закачки.
События а) и в) произойдут практически одновременно.
c) Небольшое увеличение уровня в емкости для бурового раствора,
которое первоначально будет очень трудно зафиксировать, но которое
будет нарастать по мере подъема и расширения газа.
Когда насыщенный газом раствор достигает поверхности будут наблюдаться следующие явления:
d) Снижение плотности бурового раствора;
e) Увеличение содержания газа в буровом растворе.
Очевидно, что в случае пласта с высоким давлением следует тщательно контролировать расход и объем бурового раствора в активной емкости.
Электрическое сопротивление бурового раствора и содержание в нем хлора
Другими параметрами бурового раствора, подлежащими контролю, являются его электрическое сопротивление и содержание хлора. Измерение обеих параметров основано на том факте, что пластовые жидкости (обычно минерализованные), поступающие в скважину, увеличивают электропроводность раствора (т.е. снижают его электрическое сопротивление) и повышают содержание в буровом растворе хлора.
Системы аварийного оповещения
Системы аварийного оповещения, как аудио так и визуальные, подсоединяются к некоторым из приборов контроля бурового раствора, а также к детекторам контроля общего объема газа и содержимого H2S. Особо важную роль играют системы контроля потока бурового раствора, его уровня в емкостях и плотности бурового раствора. В системах аварийной сигнализации может вручную устанавливаться уровень срабатывания, и особо важную роль при считывании уровней раствора в емкостях играют два параметра (т.е. потери раствора также важны, как и увеличение его объемов).
Емкости
При спуске в скважину компоновки оборудования необходимо непрерывно контролировать уровень бурового раствора в емкости. Именно в это время наиболее вероятна потеря циркуляции, либо возникновение притока пластового флюида (в силу эффектов поршневания и свабирования при движении бурильной колонны).