устройство для измерения давления бурового раствора в скважине

Формула изобретения

Устройство для измерения давления бурового раствора в скважине, содержащее корпус с установленным в нем преобразователем давления, узлы привода и съема колебаний, источник питания, линию связи забоя с устьем скважины, отличающееся тем, что преобразователь давления выполнен в виде полого механического резонатора - камертона, концы ветвей которого изогнуты в виде трубчатых пружин, а полости трубчатых пружин сообщаются с полостью, выполненной в ветвях камертона, и через мембрану соединены с затрубным пространством скважины.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, а именно к бурению скважин, и предназначено для измерения давления бурового раствора на забое скважины непосредственно в процессе бурения.

Аномально высокие давления и температуры в недрах отдельных районов, находящихся в тектонически активных зонах, осложняют освоение месторождений. Это, прежде всего, относится к повышенной опасности нефтегазопроявлений при бурении скважин на нефть и газ.

Известно устройство для измерения давления бурового раствора в скважине, выполненное в виде упругой мембраны, деформацию которой воспринимает полупроводниковый тензорезистор. Регистрация информации в этом устройстве производится на магнитотвердой проволоке типа ЭИ-708. Усилительно-преобразовательная схема выполнена на полупроводниковых элементах [Демихов В.И., Леонов А.И. Контрольно-измерительные приборы в бурении. - М.: Недра, 1980.]

Недостатком указанного устройства является малый диапазон рабочих температур (до 135°С) в связи с использованием полупроводниковых приборов и лишь местная регистрация значений давления, что требует извлечения с забоя измерительного контейнера и последующего съема показаний с датчика для управления забойным давлением, т.е. исключает возможность оперативного управления.

Известно устройство для контроля давления по стволу и на забое скважины при тепловых методах воздействия на пласт и призабойную зону с местной регистрацией типа МГТ-1 [Исаакович Р.Я., Попадько В.Е. Контроль и автоматизация добычи нефти и газа. - М.: Недра, 1985. - 351 с.]. Однако недостатком указанного устройства является отсутствие возможности оперативного контроля давления бурового раствора в процессе бурения.

Прототипом является устройство [см. а.с. СССР, № 1627686, 1990 г.], содержащее корпус с установленным в нем аэродинамическим преобразователем давления с трубчатой пружиной и узлы привода и съема колебаний, выполненные в виде системы сопел, причем сопло питания сообщается с источником питания, выполненным в виде баллона со сжатым газом, а выходное сопло сообщается с полостью сильфона.

Недостатком прототипа является низкая точность за счет малой девиации частоты колебаний аэродинамического генератора

Техническая задача заключается в создании надежного и термостойкого устройства для контроля непосредственно в процессе бурения давления бурового раствора на забое скважины.

Технический результат - повышение точности измерения забойного давления бурового раствора.

Он достигается тем, что в устройстве для измерения давления бурового раствора, содержащем корпус с установленным в нем преобразователем давления, узлы привода и съема колебаний, источник питания, линию связи забоя с устьем скважины, преобразователь давления выполнен в виде полого механического резонатора-камертона, концы ветвей которого изогнуты в виде упругих трубчатых пружин (трубки Бурдона), а полости трубчатых пружин сообщаются с полостью, выполненной в ветвях камертона, и через мембрану соединены с затрубным пространством скважины.

На фиг.1 показано устройство для измерения давления бурового раствора в скважине.

Устройство, расположенное над долотом в контейнере, содержит корпус 1, закрепленный в бурильной трубе 2 посредством ребер 3, 4, систему привода 5 и съема 6 колебаний, линию связи 7, преобразователь давления, выполненный в виде полого механического резонатора - камертона 8, заполненного тяжелой жидкостью, концы ветвей которого изогнуты в виде упругих трубчатых пружин (трубок Бурдона) 10, мембрану 11, воспринимающую давление бурового раствора.

Устройство работает следующим образом.

При изменении давления бурового раствора в затрубном пространстве над долотом мембрана 11 прогибается, тяжелая жидкость 9 перемещается в ветвях камертона 8, заполняя полость трубчатых пружин 10, при этом свободные концы трубчатых пружин перемещаются пропорционально величине давления бурового раствора, что приводит к изменению момента инерции ветвей камертона 8 и, следовательно, к изменению частоты его колебаний. Система съема колебаний 6 преобразует механические колебания ветви камертона в электромагнитные колебания, которые поступают в проводную линию связи 7 и по линии связи на приемное устройство, установленное на устье скважины. Вынужденные колебания камертона обеспечиваются путем подачи переменного электрического тока по проводной линии связи 7 в систему привода 5.

Частота колебаний камертона определяется по формуле:

Для нагруженного камертона

,

где е и L - соответственно толщина и длина ветви камертона;

Е - модуль упругости материала камертона;

- плотность материала камертона;

m ₂ - масса (Бурдона) манометрической пружины, заполненной тяжелой жидкостью;

а - расстояние от конца ветви камертона до центра тяжести манометрической пружины;

j - момент инерции массы манометрической пружины относительно оси, проходящей через центр тяжести манометрической пружины и перпендикулярной плоскости деформации ветвей камертона.

На фиг.2 приведена экспериментальная зависимость частоты колебаний камертона устройства для измерения давления бурового раствора от величины давления при различных значениях плотностей жидкости, заполняющей камертон.

Из графиков фиг.2 видно, что девиация частоты при различной плотности жидкости составляет 24% при =1,2 г/см³; 48% при =2,4 г/см³; 58% при =4,8 г/см³, 92% при =9,3 г/см³, а статические характеристики близки к линейным, что свидетельствует о высокой точности и чувствительности устройства для измерения забойного давления бурового раствора.

В экспериментах использовался полый камертон, выполненный в виде стальной U-образной трубки со следующими параметрами: L - длина камертона 300 мм, d_н - наружный диаметр трубки 6 мм, d_вн - внутренний диаметр 4 мм, трубчатая пружина из фосфористой бронзы диаметром 32 мм с сечением в виде эллипса с полуосями а=3,5 мм, b=15 мм, объем V=4,7 см³ .

Таким образом, предлагаемое устройство обеспечивает оперативный контроль забойного давления бурового раствора непосредственно в процессе бурения, обладает высокой точностью и чувствительностью за счет высокой девиации частоты камертонного преобразователя.