Способ измерения давления бурового раствора в скважине
METHOD OF DRILLING FLUID PRESSURE MEASUREMENT IN WELL

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к способу измерения давления бурового раствора в скважине.
Известен способ измерения давления бурового раствора в скважине, включающий измерение расхода бурового насоса на устье скважины и определение расчетным путем забойного давления бурового раствора (см. Справочник инженера по бурению. М. - Недра. Т. 2 1973 г. - 163 с.)
Недостатком указанного способа является низкая точность, обусловленная косвенным определением забойного давления бурового раствора на устье, а не прямым измерением на забое скважины.
Самым близким по сути (прототипом) является способ измерения (см. патент РФ №2471983, 2013). Недостатком данного способа является сложность изменения момента инерции сбалансированной механической колебательной системы без изменения ее добротности.
Техническая задача - разработка способа, позволяющего производить измерения давления бурового раствора на забое скважины.
Технический результат - повышение точности измерения давления бурового раствора в скважине.
Он достигается тем, что в способе измерения давления бурового раствора в скважине, включающем изменение частоты колебаний сбалансированной механической колебательной системы путем изменения ее момента инерции, вносят разбаланс в сбалансированную механическую колебательную систему пропорционально изменению давления бурового раствора, строят частотную характеристику разбалансированной механической колебательной системы, выделяют нижнюю и верхнюю частоты среза, определяют полосу пропускания разбалансированной механической колебательной системы на частотной характеристике и рассчитывают добротность разбалансированной механической колебательной системы пропорционально изменению давления бурового раствора в скважине согласно математическому выражению:
0
где ƒ- собственная частота колебаний сбалансированной механической колебательной системы, Гц
2Δƒ- полоса пропускания разбалансированной механической колебательной системы, Гц
α - коэффициент пропорциональности 1÷1,3.
Способ измерения давления бурового раствора в скважине осуществляют следующим образом.
Воздействуют на один из элементов сбалансированной механической колебательной системы в функции изменения давления бурового раствора для изменения момента инерции его относительно оси колебания. Это воздействие приводит к изменению частоты колебаний элемента по отношению к частоте колебаний связанного с ним другого элемента и, как следствие, к потере энергии, подведенной к механической колебательной системе и снижению добротности колебательной системы. Строят частотную характеристику разбалансированной механической колебательной системы, для чего определяют амплитуду колебания разбалансированной механической колебательной системы при подаче на ее вход электромагнитных колебаний различной частоты. Выделяют путем расчета по уровню 0,7 от максимального значения амплитуды на частотной характеристике нижнюю и верхнюю частоты среза и рассчитывают посредством микропроцессора добротность разбалансированной механической колебательной системы относительно изменения давления бурового раствора согласно указанному выше математическому выражению.
Пример 1 осуществления способа. Механическую колебательную систему в виде камертона размещают над долотом в контейнере, в корпусе, закрепленном в бурильной трубе посредством ребер, с системой привода и съема колебаний, и линией связи, где преобразователь давления выполнен в виде механического резонатора - камертона, одна ветвь которого полая и заполнена жидкостью, и сообщается с мембранной полостью посредством мембраны, воспринимающей давление бурового раствора.
Согласно предлагаемому способу при изменении давления бурового раствора в затрубном пространстве над долотом мембрана прогибается, давление жидкости в полости одной из ветвей камертона изменяется пропорционально величине давления бурового раствора, что приводит к изменению момента инерции этой ветви камертона и, следовательно, к изменению частоты ее колебаний по отношению ко второй ветви камертона. Добротность механической колебательной системы снижается, так как увеличиваются потери подведенной через систему привода энергии. Система съема колебаний преобразует механические колебания ветви камертона в электромагнитные колебания, которые поступают в проводную линию связи и по линии связи на приемное устройство, установленное на устье скважины. Вынужденные колебания камертона обеспечивают путем подачи переменного электрического тока по проводной линии связи или от источника размещенного на забое по заданной программе при беспроводном канале связи в систему привода.
Предлагаемый способ позволяет повысить точность процесса измерения давления бурового раствора в скважине, за счет повышенной чувствительности способа преобразования давления бурового раствора путем изменения добротности механической колебательной системы и линеаризации нелинейности частотной характеристики механической колебательной системы расчетным путем.