RU2798916C1 - Устройство и способ автоматизированного измерения параметров бурового раствора - Google Patents
Устройство и способ автоматизированного измерения параметров бурового раствора Download PDFInfo
- Publication number
- RU2798916C1 RU2798916C1 RU2023103226A RU2023103226A RU2798916C1 RU 2798916 C1 RU2798916 C1 RU 2798916C1 RU 2023103226 A RU2023103226 A RU 2023103226A RU 2023103226 A RU2023103226 A RU 2023103226A RU 2798916 C1 RU2798916 C1 RU 2798916C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- drilling fluid
- parameters
- measuring
- sensor
- pump
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к технологиям контроля и управления процессом бурения. Устройство содержит последовательно соединенные между собой канал для подвода и отвода бурового раствора, насос, измерительный модуль, включающий по меньшей мере два датчика давления и капилляр, расположенный между датчиками, расходомер, емкость с установленными внутри датчиком уровня, датчиком температуры, датчиком электростабильности, датчиком рН и резистивности, датчиком диэлектрической проницаемости, а также блок управления, сбора данных и определения параметров бурового раствора. Повышается скорость измерения параметров бурового раствора на водной и углеводородной основе при одновременном обеспечении высокой точности измерений, стабильного и надежного цикличного процесса измерений. 4 н. и 19 з.п. ф-лы, 2 ил., 4 табл.
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к технологиям контроля и управления процессом бурения, в частности к устройству и способу автоматизированного измерения параметров бурового раствора, и может быть использовано в нефтяной и газовой промышленности при строительстве скважин.
Известно, что на сегодняшний день в большинстве случаев процесс бурения нефтяных скважин ведется в осложненных условиях, например, на больших глубинах, или при большом отклонении от вертикали и на малоизученных свитах горных пород. Поэтому для успешного строительства скважин в сложных горно-геологических условиях, поисковых и разведочных скважин, наклонно-направленных скважин с большими отходами и горизонтальных скважин, возросла необходимость информационного обеспечения процесса бурения. В частности, возросла необходимость получения в текущий момент времени всей доступной информации о параметрах бурового раствора, а именно, для контроля и оперативного управления процессом бурения необходимо измерять следующие параметры бурового раствора, например: плотность, температуру, реологические константы, отношение объемного процента нефти к объемному проценту воды, электростабильность, удельное электрическое сопротивление, водородный показатель, минерализацию, статическое напряжение сдвига, концентрацию твердой фазы и другие параметры.
Однако, известные из уровня техники устройства для измерения параметров бурового раствора в промысловых условиях характеризуются недостаточным количеством измеряемых параметров, низкой частотой и скоростью измерений, сложностью конструкции. Способы измерения параметров бурового раствора характеризируются сложностью, недостаточной скоростью и точностью измерений. Так, из уровня техники известно устройство для контроля параметров бурового раствора (Патент РФ №2085725, опубликован 27.07.1997), содержащее первый датчик температуры, первый датчик удельного электрического сопротивления, установленные в резервуаре с буровым раствором, первый датчик расхода, первый гамма-датчик плотности, установленные на входе в скважину, второй датчик расхода, второй датчик температуры, второй датчик удельного электрического сопротивления, установленные на выходе скважины, второй гамма-датчик плотности, установленный на выходе скважины до системы очистки, выходы всех датчиков соединены с соответствующими входами коммутатора сигналов датчиков, выход коммутатора соединен с входом микро ЭВМ, выход которой соединен с блоком индикации. Причем дополнительно введены третий гамма-датчик плотности, установленный после системы очистки, три нейтронных датчика массовой доли жидкой фазы, установленные на входе в скважину, на выходе из скважины до системы очистки и после системы очистки, датчик вязкости и нейтрон-гамма датчик засоленности, установленные в резервуаре, выходы всех дополнительных датчиков также соединены через соответствующие входы коммутатора сигналов датчиков с входом микро ЭВМ.
Существенным недостатком известного технического решения является малое количество измеряемых параметров бурового раствора, а именно посредством известного устройства представляется возможным измерить только следующие параметры: температура, плотность, удельное электрическое сопротивление, содержание жидкой фазы и вязкость, что, в свою очередь, не позволяет в полной мере контролировать процесс бурения из-за отсутствия объективной информации о динамике изменения других свойств бурового раствора в процессе бурения по времени и глубине. Кроме того, недостатком является использование в конструкции устройства нейтрон-гамма датчиков, что ограничивает применение известного устройства в нефтегазодобывающей промышленности из-за действующих стандартов по радиационной безопасности и охране труда.
Также известна система и способ измерения расхода и свойств бурового раствора (Патент РФ №2285119, опубликован 10.10.2006), содержащая датчики давления и температуры, измеритель плотности раствора, измеритель проводимости раствора и вычислительное устройство, размещенные в одном измерительном модуле, устанавливаемом в основной трубопровод, причем измерительный модуль содержит дополнительно измеритель перепада давления на ссужающем устройстве, измеритель плотности раствора выполнен в виде двухзондового гамма-плотномера с низкофоновым источником гамма-излучения, вычислительное устройство обеспечивает определение и вычисление по заданному алгоритму объемного расхода раствора, массового расхода раствора, плотности раствора, электропроводности или минерализации раствора, температуры раствора, давления в системе, содержания твердой фазы в растворе, коэффициента гидравлических потерь в скважине. В свою очередь, способ измерения расхода и свойств бурового раствора включает измерение значений давления и температуры потока бурового раствора, измерение электрической проводимости, измерение плотности, после чего результаты измерений и вычислений, полученные в вычислительном блоке, заносятся в блок энергонезависимой твердотельной памяти.
Недостатком известного технического решения также является малое количество измеряемых параметров бурового раствора, а именно посредством известного устройства представляется возможным измерить только следующие параметры: давление, температура, плотность, удельное электрическое сопротивление и содержание твердой фазы, что, в свою очередь, не позволяет в полной мере контролировать процесс бурения из-за отсутствия объективной информации о динамике изменения других свойств бурового раствора в процессе бурения по времени и глубине. Кроме того, недостатком является использование в конструкции устройства гамма зондов, что усложняет и ограничивает применение известного устройства и способа в нефтегазодобывающей промышленности из-за действующих стандартов по радиационной безопасности и охране труда.
Кроме того, известно устройство для анализа бурового раствора и способ проведения анализа бурового раствора (Патент РФ №2784875, опубликован 30.11.2022), принятое за прототип. Устройство содержит канал для раствора, камеру для раствора, сообщающуюся с каналом для раствора, датчик реологии, сообщающийся с камерой для раствора, датчик плотности, электрический регулятор температуры, сообщающийся с камерой для раствора, при этом камера для раствора выполнена охлаждаемой. Причем электрический регулятор температуры включает термоэлектрический материал, который создает одновременно зону нагрева и зону охлаждения. В свою очередь, способ проведения анализа бурового раствора включает отбор пробы бурового раствора из циркулирующего бурового раствора и его подачу в устройство, прием команд для анализа пробы бурового раствора при двух или более температурах, доведение температуры пробы бурового раствора до первой температуры из двух или более температур, анализ пробы бурового раствора при первой температуре с помощью датчика свойств раствора, автоматическое доведение температуры пробы бурового раствора до второй температуры.
Недостатком известного устройства для анализа бурового раствора является полуавтоматический принцип его работы, поскольку отбор образца бурового раствора из активной циркуляции и подачу отобранной пробы в устройство осуществляет оператор, что, в промысловых условиях, влияет на скорость измерения параметров бурового раствора, из-за чего не представляется возможным организовать быструю цикличную работу устройства не задействуя производственный персонал на скважине, по этой причине, при эксплуатации описанного устройства, отсутствует возможность цикличного (через заданные промежутки времени, например 6-8 минут) получения достаточной информации о динамике изменения свойств бурового раствора при бурении скважин по времени и глубине, из-за чего, в свою очередь, отсутствует возможность оперативно управлять и устранять проблемы, возникающие во время процесса бурения. Также существенным недостатком устройства является малое количество измеряемых параметров бурового раствора, а именно плотность, температура и реологические характеристики раствора, что, в свою очередь, также не позволяет в полной мере контролировать процесс бурения из-за отсутствия объективной информации о динамике изменения других свойств бурового раствора в процессе бурения по времени и глубине. Кроме того, конструкция устройства не предусматривает его быструю промывку и продувку воздухом после осуществления измерения параметров бурового раствора, что приводит к неточности получаемых результатов по времени и глубине при последовательных измерениях в процессе бурения. Способ измерения параметров бурового раствора, в свою очередь, характеризируется недостаточной скоростью и точностью измерений.
Задачей настоящего изобретения является создание устройства, способа, системы и машиночитаемого носителя для автоматизированного измерения параметров бурового раствора, позволяющих с высокой скоростью получать объективную информацию о динамике изменения параметров бурового раствора в процессе бурения по времени и глубине, а именно: плотность, температура, реологическое поведение (зависимость напряжения сдвига от скорости сдвига), реологические константы (динамическое напряжение сдвига, пластическая вязкость, показатель консистентности, показатель нелинейности, предельное динамическое напряжение сдвига), структурно-механические свойства (статическое напряжение сдвига), электростабильность, удельное электрическое сопротивление и pH и минерализация, отношение объемного процента нефти к объемному проценту воды.
Техническим результатом изобретения является повышение скорости измерения параметров бурового раствора на водной и углеводородной основе при одновременном обеспечении высокой точности измерений, стабильного и надежного цикличного процесса измерений параметров бурового раствора.
Указанный технический результат достигается для устройства измерения параметров бурового раствора, содержащего последовательно соединенные между собой:
- канал для подвода и отвода бурового раствора;
- насос;
- измерительный модуль, включающий по меньшей мере два датчика давления и капилляр, расположенный между датчиками;
- расходомер;
- емкость с установленными внутри датчиком уровня, датчиком температуры, датчиком электростабильности, датчиком рН и резистивности, датчиком диэлектрической проницаемости;
а также блок управления, сбора данных и определения параметров бурового раствора, соединенный с насосом, с возможностью его управления, датчиками давления измерительного модуля, расходомером, датчиком уровня, датчиком температуры, датчиком электростабильности, датчиком рН и резистивности, датчиком диэлектрической проницаемости.
В заявленном устройстве насос может быть винтовым.
В заявленном устройстве расходомер может быть кориолисовым.
В заявленном устройстве каждый датчик давления может представлять собой преобразователь давления с тензорезистивным сенсором.
Заявленное устройство может дополнительно содержать по меньшей мере один гаситель пульсации, установленный между насосом и измерительным модулем.
Заявленное устройство может дополнительно содержать кран управления потоком, установленный между насосом и измерительным модулем.
В заявленном устройстве емкость может дополнительно содержать нагревательный элемент.
В заявленном устройстве емкость может дополнительно содержать перемешивающее устройство.
Заявленное устройство может дополнительно содержать запорную арматуру, установленную в канале для подвода и отвода бурового раствора, а также между емкостью и каналом для подвода и отвода бурового раствора, причем в качестве запорной арматуры могут быть использованы распределительные клапаны с пневматической системой их управления.
Заявленное устройство может дополнительно содержать канал для подвода и отвода промывочной жидкости.
Заявленное устройство может дополнительно содержать канал для подвода сжатого воздуха.
Заявленное устройство может быть размещено в разборном корпусе.
В заявленном устройстве блок управления, сбора данных и определения параметров бурового раствора может быть размещен в разборном корпусе.
Заявленное устройство может дополнительно содержать фильтр грубой очистки, установленный перед насосом.
Достижение технического результата обеспечивается за счет описанной конструкции устройства для измерения параметров бурового раствора, которое включает составные части, соединенные между собой сборочными операциями. Посредством описанного устройства обеспечивается повышение скорости автоматизированного измерения параметров бурового раствора (плотность, температура, реологическое поведение (зависимость напряжения сдвига от скорости сдвига), реологические константы (динамическое напряжение сдвига, пластическая вязкость, показатель консистентности, показатель нелинейности, предельное динамическое напряжение сдвига), структурно-механические свойства (статическое напряжение сдвига), электростабильность, удельное электрическое сопротивление и pH и минерализация, отношение объемного процента нефти к объемному проценту воды). При этом одновременно обеспечивается высокая точность измерений, стабильное и надежное протекание цикличного процесса измерения параметров бурового раствора, необходимого для оперативного управления и устранения проблем, возникающих во время процесса бурения скважин.
Описанное устройство для измерения параметров бурового раствора может быть установлено в блоке приёмных ёмкостей буровой установки и может быть подсоединено к ёмкости активной циркуляции бурового раствора через канал для подвода и отвода бурового раствора. Так, посредством канала для подвода и отвода бурового раствора и насоса, соединенного с упомянутым каналом, выполненным с возможностью заполнения буровым раствором заявленного устройства, а также с возможностью регулирования скорости подачи бурового раствора, осуществляется подача бурового раствора в описанное устройство, например, из емкости активной циркуляции бурового раствора, и перекачивание бурового раствора по контуру заявленного устройства, при этом контур заявленного устройства включает в себя последовательно соединенные, например, посредством труб, канал для подвода и отвода бурового раствора, насос, измерительный модуль, включающий по меньшей мере два датчика давления и капилляр, расположенный между датчиками, расходомер, емкость с установленными внутри перемешивающим устройством, датчиком уровня, датчиком температуры, датчиком электростабильности, датчиком рН и резистивности, датчиком диэлектрической проницаемости. В одном из вариантов выполнения устройства насос может быть винтовым, что дополнительно повышает надежность работы заявленного устройства, обеспечивает высокую скорость измерений, и поддерживает стабильность потока вязкого бурового раствора с твердыми включениями (до 20 об. %) без пульсаций в заданном диапазоне производительности в широком диапазоне температурных режимов (от 5 ºC до 95 ºC).
Под каналом подвода и отвода бурового раствора следует понимать устройство или предмет, обычно круглого сечения, предназначенное для подвода бурового раствора, например, из емкости активной циркуляции бурового раствора, в устройство для измерения параметров бурового раствора или отвода из него, которое может быть выполнено в виде патрубка или трубы с различными параметрами длины и диаметра из любого известного из уровня техники материала. Кроме того, канал для подвода и отвода бурового раствора может быть использован также как канал подвода и отвода промывочной жидкости, в случае, когда, канал для подвода и отвода бурового раствора отсоединен от емкости активной циркуляции бурового раствора и присоединен к емкости с промывочной жидкостью. Кроме того, канал для подвода и отвода бурового раствора может быть использован также как канал для подвода сжатого воздуха, в случае, когда, канал для подвода и отвода бурового раствора отсоединен от емкости активной циркуляции бурового раствора и присоединен к устройству подачи сжатого воздуха.
Измерительный модуль, соединенный с насосом, включающий по меньшей мере два датчика давления и капилляр, расположенный между датчиками, обеспечивает измерение реологических констант, таких как, например, динамическое напряжение сдвига, пластическая вязкость, показатель консистентности, показатель нелинейности, предельное напряжение сдвига и структурно-механических свойств (статическое напряжение сдвига) бурового раствора. Причем посредством датчиков давления измеряют давление на входе в капилляр и давление на выходе из капилляра. В одном из вариантов выполнения устройства в качестве датчика давления может быть использован преобразователь давления с тензорезистивным сенсором, принцип действия которого основан на измерительном мосте Уитстона. В одном из вариантов выполнения устройства датчики давления могут быть выполнены во взрывозащищенном исполнении. В качестве капилляра может быть использована гибкая система трубопроводов, например, так называемый промышленный рукав, выполненный из любого известного из уровня техники материала, или любая другая система трубопроводов, например, жесткая металлическая. Длина капилляра и его диаметр может варьироваться и подбирается под реологические свойства бурового раствора, используемого при бурении. В одном из примеров реализации описанного устройства для измерения параметров бурового раствора длина капилляра составляет 8 метров, а диаметр 19 мм.
Расходомер, последовательно соединенный с измерительным модулем, обеспечивает измерение следующих параметров бурового раствора: плотность, температура и объемный и массовый расходы. В одном из вариантов выполнения устройства расходомер может быть кориолисового типа, что дополнительно повышает надежность работы заявленного устройства, обеспечивает высокую точность и скорость измерений. Расходомер кориолисового типа может состоять из сенсора и электронного преобразователя сигнала (датчика). Сенсор может иметь две параллельные измерительные трубки, концы которых закреплены неподвижно, при этом между трубками закреплена задающая катушка, создающая колебания трубок. По бокам трубок на входе и выходе установлены детекторы, определяющие положения трубок друг относительно друга. Принцип работы расходомера кориолисового типа заключается в следующем, измеряемая среда (буровой раствор), поступающая в датчик, разделяется на равные половины, протекающие через две сенсорные трубки, при этом движение задающей катушки приводит к тому, что трубки колеблются вверх-низ в противоположных направлениях. При движении бурового раствора через датчик проявляется физическое явление, известное как эффект Кориолиса. Поступательное движение бурового раствора во вращательном движении сенсорной трубки приводит к возникновению кориолисового ускорения, которое, в свою очередь, приводит к появлению кориолисовой силы. Эта сила направлена против движения трубки, приданного ей задающей катушкой. Когда трубка движется вверх во время половины ее собственного цикла, то для жидкости, поступающей внутрь, сила Кориолиса направлена вниз. Как только жидкость проходит изгиб трубки, направление силы меняется на противоположное. Таким образом, во входной половине трубки сила, действующая со стороны жидкости, препятствует смещению трубки, а в выходной – способствует. Это приводит к изгибу трубки. Когда во второй фазе вибрационного цикла трубка движется вниз, направление изгиба меняется на противоположное. Сила Кориолиса и, следовательно, величина изгиба сенсорной трубки прямо пропорциональны массовому расходу жидкости. Детекторы измеряют фазовый сдвиг при движении противоположных сторон сенсорной трубки. Как результат изгиба сенсорных трубок – генерируемые детекторами сигналы не совпадают по фазе. Так, сигнал от входной стороны запаздывает по отношению к сигналу с выходной стороны. Разница во времени между сигналами измеряется в микросекундах и прямо пропорциональна массовому расходу. Чем больше сдвиг фаз между сигналами, тем больше массовый расход. Таким образом, расход определяется путём измерения временной задержки между сигналами электромагнитных преобразователей, а плотность - измерением резонансной частоты колебаний.
В емкости с установленными внутри нее датчиком уровня, датчиком температуры, датчиком электростабильности, датчиком рН и резистивности, датчиком диэлектрической проницаемости, обеспечивается измерение следующих параметров бурового раствора: температура, электростабильность, удельное электрическое сопротивление и/или рН (водородный показатель) и/или минерализация, водно-углеводородное отношение и/или содержание углеводородной жидкости. Стоит отметить, что заявленная вариативность и/или в случае измерения удельного электрического сопротивления, рН, минерализации, а также водно-углеводородного отношения, содержания углеводородной жидкости, обусловлена типом анализируемого бурового раствора, при этом при любом допускаемом указанной альтернативой выборе обеспечивается получение одного и того же технического результата. В частности, для бурового раствора на водной основе измеряют удельное электрическое сопротивление, рН и минерализацию, для бурового раствора на углеводородной основе измеряют удельное электрическое сопротивление и минерализацию водной фазы, что подтверждается приведенными ниже примерами. Также для бурового раствора на водной основе измеряют содержание углеводородной жидкости, а для бурового раствора на углеводородной основе измеряют водно-углеводородное отношение, что также подтверждается приведенными ниже примерами.
Измерительная емкость может быть изготовлена из нержавеющей стали, и включать в себя корпус и крышку, на которой могут быть закреплены упомянутые датчики.
Датчик уровня может быть выполнен двухпоплавковым и выполнять функцию регулятора уровня бурового раствора в емкости. Так, при достижении определенного уровня бурового раствора в емкости первый поплавок поднимается и быстрое заполнение емкости бурового раствора сменяется медленным ее заполнением, при достижении рабочего уровня бурового раствора в емкости поднимается второй поплавок и подача бурового раствора в емкость останавливается, тем самым исключаются переливы емкости.
Под датчиком температуры, установленном внутри емкости, следует понимать любое известное из уровня техники устройство, предназначенное для измерения температуры. В одном из примеров реализации в качестве датчика температуры может быть использован капиллярный термостат.
Под датчиком электростабильности, установленном внутри емкости, следует понимать любое известное из уровня техники устройство, предназначенное для измерения электростабильности бурового раствора. В одном из примеров реализации датчик электростабильности может представлять собой цилиндр из электроизоляционного материала с отверстием в основании, в стенки которого вставлены электроды, при этом на электроды подается напряжение с кабеля, проходящего внутри корпуса датчика.
Под датчиком рН и резистивности следует понимать любое устройство, предназначенное для измерения рН и резистивности бурового раствора. В одном из примеров реализации в качестве датчика рН и резистивности может быть использован комбинированный рН-электрод со встроенным термодатчиком, имеющий встроенный электрод сравнения – хлорсеребряный одноключевой перезаполняемый, керамический электролитический ключ и встроенный термодатчик, измеряющий температуру с точностью 0,1°C. Потенциометрическое определение pH заключается в измерении электродвижущей силы (ЭДС) электродной системы, где в качестве ионоселективного электрода используют чувствительный к ионам водорода электрод, в качестве электрода сравнения – стандартный электрод с известной величиной потенциала (хлорсеребряный электрод).
Под датчиком диэлектрической проницаемости следует понимать любое устройство, предназначенное для измерения диэлектрической проницаемости бурового раствора. В одном из примеров реализации датчик диэлектрической проницаемости может представлять собой две прямоугольные медные пластины в изоляторе, расположенные на определенном расстоянии друг от друга (например, 10 мм) и погруженные в буровой раствор в емкости. Эквивалентная схема такого конденсатора, представляется в виде последовательного соединения двух конденсаторов, причем рабочим диэлектриком второго служит буровой раствор.
В одном из вариантов выполнения в емкости устройства для измерения параметров бурового раствора может быть установлен нагревательный элемент, посредством которого обеспечивается, нагрев бурового раствора до заданной температуры, требуемой для измерения тех или иных параметров бурового раствора. В свою очередь, измерение параметров при разных температурах позволяет дополнительно повысить точность получаемых значений и минимизировать погрешности измерений.
В одном из вариантов выполнения в емкости устройства для измерения параметров бурового раствора может быть установлено перемешивающее устройство, размещенное внутри емкости, обеспечивающее перемешивание бурового раствора с целью предотвращения оседания твердой фазы на дно емкости, что также позволяет получать объективные значения измеряемых параметров бурового раствора, дополнительно повысить скорость и точность измерений.
Описанные выше части устройства для измерения параметров бурового раствора, а именно, насос, измерительный модуль, расходомер и емкость, соединены между собой сборочными операциями, посредством, например, гибких или жестких труб, из любого известного из уровня техники материала. Причем, описанные составные части устройства для измерения параметров бурового раствора могут быть выполнены во взрывозащищенном исполнении при этом обеспечивается необходимый класс взрывозащищённости и электробезопасности в соответствии с требованиями пожарной безопасности в нефтяной и газовой промышленности и пожарной безопасности морских объектов нефтегазового комплекса, а также технического регламента (ТР ТС 012/2011).
Блок управления, сбора данных и определения параметров бурового раствора, соединенный с насосом, например, посредством проводов или кабеля, с возможностью его управления, а также соединенный, например, посредством проводов или кабеля, с датчиками давления измерительного модуля, расходомером, датчиком уровня, датчиком температуры, датчиком электростабильности, датчиком рН и резистивности, а также датчиком диэлектрической проницаемости, обеспечивает управление устройством для измерения параметров бурового раствора, например, насосом, в частности, его частотным преобразователем, и датчиком уровня. Также обеспечивает сбор данных, получаемых с расходомера, датчика температуры, датчика электростабильности, датчика рН и резистивности, а также датчика диэлектрической проницаемости и обеспечивает последующее определение параметров бурового раствора. После определения параметров бурового раствора они могут быть переданы, например, посредством беспроводной связи, на компьютер с установленным специализированным программным обеспечением для возможности контроля и визуализации полученных данных. Полученные данные, в частности определенные параметры бурового раствора, могут поступать на сервер и транслироваться через сеть интернет пользователям.
В одном из вариантов выполнения блок управления, сбора данных и определения параметров бурового раствора может быть выполнен в разборном корпусе, в частности, во взрывозащищенном исполнении, при этом обеспечивается необходимый класс взрывозащищённости и электробезопасности в соответствии с требованиями пожарной безопасности в нефтяной и газовой промышленности и пожарной безопасности морских объектов нефтегазового комплекса, а также технического регламента (ТР ТС 012/2011).
В одном из вариантов выполнения устройство для измерения параметров бурового раствора может дополнительно содержать по меньшей мере один гаситель пульсаций, установленный между насосом и измерительным модулем, за счет чего обеспечивается дополнительное повышение точности измерений реологических характеристик бурового раствора из-за минимизации погрешности измерения давления, связанной с пульсацией потока бурового раствора в капилляре измерительного модуля.
В одном из вариантов выполнения устройство для измерения параметров бурового раствора может дополнительно содержать кран управления потоком, который может быть установлен между насосом и измерительным модулем, с целью настройки давления в капилляре измерительного модуля в диапазоне наилучшей чувствительности датчиков давления измерительного модуля, что дополнительно повышает точность измерений.
В одном из вариантов выполнения устройство для измерения параметров бурового раствора может дополнительно содержать запорную арматуру, установленную в канале для подвода и отвода бурового раствора и между емкостью и каналом для подвода и отвода бурового раствора, в качестве которой могут быть использованы, например, распределительные клапаны с пневматической системой их управления. Для обеспечения очистки сжатого воздуха от нежелательных примесей и влаги в пневмосистему управления клапанами могут быть установлены влагомаслоотделитель – блок подготовки воздуха.
В одном из вариантов выполнения устройство для измерения параметров бурового раствора может дополнительно содержать канал для подвода и отвода промывочной жидкости, для обеспечения промывки заявленного устройства после цикла измерения параметров бурового раствора и его слива. В этом случае для промывки устройства для измерения параметров бурового раствора отсутствует необходимость в отсоединении канала для подвода и отвода бурового раствора от емкости активной циркуляции бурового раствора и присоединении к емкости с промывочной жидкостью. Наличие канала для подвода и отвода промывочной жидкости дополнительно повышает скорость измерения заданного оптимального количества параметров бурового раствора при одновременном обеспечении высокой точности измерений.
В одном из вариантов выполнения устройство для измерения параметров бурового раствора может дополнительно содержать канал для подвода сжатого воздуха для обеспечения продувки заявленного устройства после цикла измерения параметров бурового раствора и его слива или после промывки заявленного устройства для очистки устройства от остатков бурового раствора или промывочной жидкости, что также дополнительно повышает точность получаемых результатов при потоковых измерениях бурового раствора.
В одном из вариантов выполнения устройство для измерения параметров бурового раствора может дополнительно содержать фильтр грубой очистки, установленный перед насосом, для обеспечения фильтрации бурового раствора перед подачей его в насос.
Описанное устройство для измерения параметров бурового раствора может быть размещено в разборном корпусе, в частности, пыле и влагозащищенном корпусе, что повышает удобство его транспортировки и монтажа на буровые установки, а также за счет наличия корпуса может повышаться надежность и безопасность работы устройства.
Таким образом, разработанное и описанное выше устройство для автоматизированного измерения параметров бурового раствора позволяет его пользователям получать данные повышенной точности о буровом растворе с высокой скоростью. При этом обеспечивается стабильная и надежная работа устройства посредством которого обеспечивается цикличный процесс измерения параметров бурового раствора в промысловых условиях.
Устройство для автоматического измерения параметров бурового раствора может работать при параметрах внешней среды: диапазон температур от +5 ºC до +60 ºC; относительная влажность при 25 ºC ≤80%. В процессе эксплуатации разработанное и описанное выше устройство обеспечивает полностью автономную работу, при этом обслуживание устройства предполагается одним оператором, а калибровка и настройка устройства может осуществляется как в ручном режиме (рабочая панель оператора), так и в удалённом (с компьютера оператора). Предельная температура бурового раствора, параметры которого могут быть измерены в описанном устройстве, составляет 95ºC. Скорость измерения параметров бурового раствора может составлять от 6 минут.
Указанный технический результат достигается также для способа автоматического измерения параметров буровых растворов, при котором осуществляют:
- подачу бурового раствора в устройство для измерения параметров бурового раствора через канал для подвода и отвода бурового раствора посредством насоса;
- измерение температуры, электростабильности, удельного электрического сопротивления и/или рН и/или минерализации, водно-углеводородного отношения и/или содержания углеводородной жидкости бурового раствора посредством датчиков температуры, электростабильности, рН и резистивности, диэлектрической проницаемости, причем определение параметров бурового раствора проводят при перемешивании посредством перемешивающего устройства;
- измерение реологических констант бурового раствора посредством измерительного модуля, включающего по меньшей мере два датчика давления и капилляр, расположенный между датчиками;
- измерение плотности, объемного и массового расхода и температуры бурового раствора посредством расходомера;
- сбор данных и определение параметров бурового раствора посредством блока управления, сбора данных и определения параметров бурового раствора, соединенного с насосом, с возможностью его управления, датчиками давления измерительного модуля, расходомером, датчиками уровня, температуры, электростабильности, рН и резистивности, диэлектрической проницаемости.
В заявленном способе после определения параметров бурового раствора могут дополнительно проводить сброс бурового раствора из устройства для измерения параметров бурового раствора через канал для подвода и отвода бурового раствора.
В заявленном способе после сброса бурового раствора из устройства для измерения параметров бурового раствора дополнительно могут осуществлять подачу промывочной жидкости в устройство для измерения параметров бурового раствора, его промывку и последующий сброс промывочной жидкости из устройства, причем в качестве промывочной жидкости могут использовать воду, или дизельное топливо, или углеводородную жидкость, или раствор воды с ПАВ.
В заявленном способе после сброса промывочной жидкости из устройства для измерения параметров бурового раствора могут дополнительно осуществлять подачу сжатого воздуха и продувку устройства.
Заявленный способ характеризуется тем, что время измерения параметров бурового раствора может составлять от 6 минут.
Технический результат также достигается для системы измерения параметров бурового раствора, которая включает по крайней мере один процессор, оперативную память и машиночитаемые инструкции для выполнения способа измерения параметров бурового раствора по любому из вариантов.
Технический результат также достигается за счет того, что машиночитаемый носитель для измерения параметров бурового раствора, машинные инструкции способа измерения параметров бурового раствора по любому из вариантов, выполнены с возможностью чтения данных инструкций и исполнения их процессором.
Заявленный способ измерения параметров бурового раствора характеризуется высокой скоростью измерения параметров бурового раствора при высокой точности измерений и стабильном цикличном процессе измерений параметров бурового раствора, причем температура бурового раствора, параметры которого могут быть измерены, составляет от 5 ºC до 95 ºC. Так, способ реализуется при подаче бурового раствора в устройство для измерения параметров бурового раствора через канал для подвода и отвода бурового раствора посредством насоса, при которой буровой раствор заполняет весь контур устройства, включающий канал для подвода и отвода бурового раствора, насос, измерительный модуль, включающий по меньшей мере два датчика давления и капилляр, расположенный между датчиками, расходомер, емкость с установленными внутри датчиком уровня, датчиком температуры, датчиком электростабильности, датчиком рН и резистивности, датчиком диэлектрической проницаемости.
При реализации способа осуществляют измерение температуры, электростабильности, удельного электрического сопротивления и/или рН и/или минерализации, водно-углеводородного отношения и/или содержания углеводородной жидкости бурового раствора посредством датчиков температуры, электростабильности, рН и резистивности, диэлектрической проницаемости.
В одном из вариантов реализации описанного способа определение параметров бурового раствора проводят при его перемешивании.
Измерение температуры проводят посредством датчика температуры, в качестве которого может быть использован капиллярный термостат.
Измерение электростабильности бурового раствора проводится посредством датчика электростабильности при котором могут осуществлять подачу синусоидального напряжения с частотой с прецизионно регулируемой ступенчатой скоростью нарастания амплитуды на пару плоских параллельных электродов, расположенных на расстоянии от датчика электростабильности, установленного в емкости устройства для измерения параметров бурового раствора.
Измерение удельного электрического сопротивления бурового раствора проводится посредством датчика рН и резистивности. Резистивность может измеряться методом Кельвина на трех частотах 100 Гц, 250 Гц и 500 Гц датчиком, установленным в емкости.
Минерализация определяется также датчиком резистивности по монограмме резистивности от минерализации бурового раствора в пересчете на хлорид натрия. Потенциометрическое измерение pH, используемое в заявленном способе, заключается в измерении ЭДС электродной системы, где в качестве ионоселективного электрода используют чувствительный к ионам водорода электрод, в качестве электрода сравнения – стандартный электрод с известной величиной потенциала (хлорсеребряный электрод). Водородный показать измеряют при анализе бурового раствора на водной основе.
Водно-углеводородное отношение и содержание углеводородной жидкости определяется посредством датчика диэлектрической проницаемости совместно с датчиком резистивности. При этом определение водно-углеводородного отношения и содержания углеводородной жидкости основано на зависимости диэлектрической проницаемости и резистивности жидкости от содержания воды и содержания углеводородной жидкости. По измерениям диэлектрической проницаемости и резистивности буровых растворов с известным водно-углеводородным отношением (содержанием углеводородной жидкости) строится график-поверхность зависимости водно-углеводородного отношения от диэлектрической проницаемости и температуры, и график-поверхность зависимости водно-углеводородного отношения от резистивности и температуры, по которым калибруется модуль. При этом учитывается не только зависимость водно-углеводородного отношения от диэлектрической проницаемости и резистивности, но и зависимости диэлектрической проницаемости от температуры и резистивности от температуры. При этом, определение водно-углеводородного отношения и содержания углеводородной жидкости неизвестного бурового раствора на основе разработанных калибровочных графика-поверхности зависимости водно-углеводородного отношения от диэлектрической проницаемости, графика-поверхности зависимости водно-углеводородного отношения от резистивности осуществляется путем нахождения пересечения линий построенных по координатам измеренных диэлектрической проницаемости, резистивности и температуры.
При реализации способа также осуществляют измерение реологических констант бурового раствора посредством измерительного модуля, включающего по меньшей мере два датчика давления и капилляр, расположенный между датчиками, по принципу трубного вискозиметра. Для этого измеряют падение давления бурового раствора при прохождении через капилляр при различных расходах, также измеряют плотность, объемный и массовый расходы и температуру бурового раствора посредством расходомера.
Так, статическое напряжение сдвига в момент времени покоя t (10 сек/10 мин/30 мин) определяется по формуле:
где Qt – статическое напряжение сдвига в момент времени покоя равного t;
Q0 – статическое напряжение сдвига в начальный момент времени покоя;
τt – динамическое напряжение сдвига в момент времени t0;
τ0 – динамическое напряжение сдвига в момент времени tt.
При этом статическое напряжение сдвига в начальный момент времени покоя определяется по максимальному перепаду давления в капилляре при начале движения бурового раствора после состояния покоя. Для определения статического напряжения сдвига может быть установлена минимально возможная скорость вращения рабочего элемента насоса и минимально возможный расход бурового раствора для обеспечения минимально возможного стабильного потока бурового раствора в контуре устройства для измерения параметров бурового раствора. При минимальном потоке бурового раствора в контуре буровой раствор структурируется на стенках контура и капилляра, при этом это отслеживается по увеличению перепада давления на капилляре.
Расчет напряжения сдвига на стенке проводится по следующей формуле:
где τw – напряжение сдвига на стенке, Па;
ᴧL – длина капилляра (участка трубы, на котором измеряется перепад давления), м;
ᴧР – падение давления бурового раствора при прохождении через капилляр (участка трубы, на котором измеряется перепад давления), Па;
D – внутренний диаметр капилляра, м.
Расчет скорости сдвига определяется по следующей формуле:
где γ – скорость сдвига, 1/с;
υ – средняя скорость потока бурового раствора при движении по капилляру, м/с;
Ν – индекс поведения потока;
D – внутренний диаметр капилляра, м.
С целью обеспечения необходимого для чувствительности датчиков перепада давления на капилляре и скорости сдвига в капилляре длина и диаметр капилляра могут быть изменены в зависимости от свойств исследуемого бурового раствора.
Средняя скорость потока бурового раствора при движении по капилляру определяется исходя из геометрической формы капилляра по следующей формуле:
где Q – объемный расход бурового расхода, м3/с;
π – математическая постоянная, равная отношению длины окружности к её диаметру (3,141592654).
Расчет индекса поведения потока определяется по следующей формуле:
При этом, для расчета 
определяется зависимость 
для этого строится график соответствующей зависимости.
По результатам приведенных расчетных формул строится зависимость скорости сдвига от напряжения сдвига на стенке – реологическая кривая (реограмма) бурового раствора. На основе полученной реограммы (зависимости напряжения сдвига на стенке от скорости сдвига бурового раствора) посредством программы разработанной по компьютерному методу подгонки кривой Герли подбирается форма кривой, имеющая наименьшее отклонение от рассчитанных точек зависимости напряжения сдвига на стенке от скорости сдвига и соответствующая уравнению модели Гершеля-Балкли, имеющему вид:
где K – это показатель консистентности, Па;
n – показатель нелинейности,
τ0 – предельное динамическое напряжение сдвига – величина, характеризующая прочностное сопротивление бурового раствора, находящегося в покое заданное время, определяемая касательным напряжением сдвига, соответствующим началу разрушения его структуры, Па.
В ходе подбора кривой программой автоматически определяются константы модели Гершеля-Балкли: показатель нелинейности, показатель консистентности и предельное напряжение сдвига. Для определения предельного динамического напряжения сдвига полученная реологическая кривая бурового раствора аппроксимируется до пересечения с осью ординат.
Расчет пластической вязкости и динамического напряжения сдвига по стандартам API осуществляется по формулам:
где ηпл – пластическая вязкость, сП (мПа*с);
τ600 и τ300 – напряжение сдвига на стенке при скорости сдвига 600 об/мин и напряжение сдвига на стенке при скорости сдвига 300 об/мин соответственно, фунт/100фут2 (Па);
где ДНС – динамическое напряжение сдвига, фунт/100фут2 (Па).
После определения параметров бурового раствора они могут быть переданы, например, посредством беспроводной связи, на компьютер с установленным специализированным программным обеспечением для возможности контроля и визуализации полученных данных. Полученные данные, в частности определенные параметры бурового раствора, могут поступать на сервер и транслироваться через сеть интернет пользователям.
В одном из вариантов выполнения способа после определения параметров бурового раствора могут дополнительно проводить сброс бурового раствора из устройства для измерения параметров бурового раствора через канал для подвода и отвода бурового раствора, с целью отбора новой пробы бурового раствора из емкости с активной циркуляцией бурового раствора.
В одном из вариантов выполнения способа после сброса бурового раствора из устройства для измерения параметров бурового раствора могут дополнительно осуществлять подачу промывочной жидкости в устройство для измерения параметров бурового раствора, его промывку от бурового раствора и последующий сброс промывочной жидкости из устройства, посредством чего дополнительно повышается точность получаемых результатов по времени и глубине при последовательных измерениях бурового раствора в процессе бурения. Для повышения степени очистки заявленного устройства в качестве промывочной жидкости могут использовать воду, или дизельное топливо, или углеводородную жидкость, или раствор воды с ПАВ.
В одном из вариантов выполнения способа после сброса промывочной жидкости из устройства для измерения параметров бурового раствора могут дополнительно осуществлять подачу сжатого воздуха и продувку устройства, посредством чего также дополнительно повышается точность получаемых результатов по времени и глубине при последовательных измерениях бурового раствора в процессе бурения.
Изобретение поясняется следующими фигурами.
На Фиг. 1 представлен общий вид устройства для измерения параметров бурового раствора, где 1 – канал для подвода и отвода бурового раствора, 2 – насос, 3 – измерительный модуль, 3.1 и 3.2 – датчики давления, 3.3. – капилляр, 4 – расходомер, 5 – емкость, 6 – блок управления, сбора данных и определения параметров бурового раствора, 7 – корпус устройства для измерения параметров бурового раствора, 8 – гаситель пульсации, 9 – кран управления потоком бурового раствора, 10 – канал для подвода и отвода промывочной жидкости, 11 – канал для подвода сжатого воздуха.
На Фиг. 2 показана емкость, где 5.1 – датчик уровня, 5.2 – датчик температуры, 5.3 – датчик электростабильности, 5.4 – датчик рН и резистивности, 5.5 – датчик диэлектрической проницаемости, 5.6 – нагревательный элемент.
Ниже приведены частные примеры реализации, которые иллюстрируют заявленное изобретение, но не ограничивают его.
Пример 1. Устройство для измерения параметров бурового раствора (Фиг.1) содержит последовательно соединенные между собой канал 1 для подвода и отвода бурового раствора, насос 2, измерительный модуль 3, включающий по меньшей мере два датчика давления 3.1, 3.2 и капилляр 3.3, расположенный между датчиками 3.1 и 3.2, расходомер 4, емкость 5 (Фиг.2) с установленными внутри датчиком уровня 5.1, датчиком температуры 5.2, датчиком электростабильности 5.3, датчиком рН и резистивности 5.4, датчиком диэлектрической проницаемости 5.5. Также устройство для измерения параметров бурового раствора содержит блок 6 управления, сбора данных и определения параметров бурового раствора, соединенный с насосом 2, с возможностью его управления, датчиками давления измерительного модуля 3.1 и 3.2, расходомером 4, датчиком уровня 5.1, датчиком температуры 5.2, датчиком электростабильности 5.3, датчиком рН и резистивности 5.4, датчиком диэлектрической проницаемости 5.5. Устройство для измерения параметров бурового раствора может быть размещено в разборном корпусе 7, при этом может дополнительно содержать по меньшей мере один гаситель пульсации 8, установленный между насосом 2 и измерительным модулем 3, а также может дополнительно содержать кран управления потоком 9, установленный между насосом 2 и измерительным модулем 3. Емкость 5 дополнительно может содержать нагревательный элемент 5.6, установленной внутри указанной емкости 5 и перемешивающее устройство (на фигурах не показано). Устройство для измерения параметров бурового раствора также может дополнительно содержать запорную арматуру (на фигурах не показана), установленную в канале 1 для подвода и отвода бурового раствора и между емкостью 5 и каналом 1 для подвода и отвода бурового раствора. Кроме того, устройство для измерения параметров бурового раствора дополнительно может содержать канал 10 для подвода и отвода промывочной жидкости и канал 11 для подвода сжатого воздуха и фильтр грубой очистки (на фигурах не показан), установленный перед насосом 2.
Посредством описанного устройства были измерены параметры бурового раствора на водной основе, используемом на Песцовом месторождении в процессе бурения скважин.
По заявленному способу измерения параметров бурового раствора, при котором осуществляли: подачу бурового раствора в устройство для измерения параметров бурового раствора через канал 1 для подвода и отвода бурового раствора посредством насоса 2; измерение температуры, электростабильности, удельного электрического сопротивления, рН и минерализации, содержание углеводородной жидкости бурового раствора посредством датчиков температуры 5.2, электростабильности 5.3, рН и резистивности 5.4, диэлектрической проницаемости 5.5; измерение реологических констант бурового раствора посредством измерительного модуля 3, включающего по меньшей мере два датчика давления 3.1, 3.2 и капилляр 3, расположенный между датчиками 3.1 и 3.2; измерение плотности, объемного и массового расхода и температуры бурового раствора посредством расходомера 4; сбор данных и определение параметров бурового раствора посредством блока 6 управления, сбора данных и определения параметров бурового раствора, соединенного с насосом 1, с возможностью его управления, датчиками давления 3.1 и 3.2 измерительного модуля 3, расходомером 4, датчиком уровня 5.1, датчиком температуры 5.2, датчиком электростабильности 5.3, датчиком рН и резистивности 5.4, датчиком диэлектрической проницаемости 5.5. Скорость всего цикла автоматизированного измерения параметров бурового раствора составила 6 минут. Полученные результаты представлены в Таблице 1 в сравнении с результатами, полученными по стандартному методу контроля, регламентируемому Американским нефтяным институтом (API) и Таблице 2.
Таблица 1 – Результаты измерения параметров бурового раствора на водной основе
| Параметры бурового раствора на водной основе | Значение, измеренное на заявленном устройстве | Стандартный замер (API) |
| Температура, °С | 21,479 | 21,0 |
| pH (водородный показатель) | 11,939 | 11 |
| Плотность, кг/м3 | 1101,213 | 1100 |
| Удельное электрическое сопротивление, Ом*м | 0,162 | - |
| Минерализация, г/л | 48,674 | 46,5 |
| Содержание углеводородной жидкости, об. % | 8,464 | 7,8 |
| Статическое напряжение сдвига 10 сек, Па | 3,573 | 4 |
| Динамическое напряжение сдвига, Па | 11,148 | 13 |
| Пластическая вязкость, мПа*с | 13,630 | 11 |
| Показатель консистентности, Па*с | 1,147 | - |
| Показатель нелинейности | 0,432 | - |
| Предельное динамическое напряжение сдвига, Па | 0,090 | - |
Таблица 2 – Реологическое поведение бурового раствора на водной основе
| № | Скорость сдвига, 1/с | Напряжение сдвига, Па |
| 1 | 1021,00 | 22,98 |
| 2 | 749,87 | 21,29 |
| 3 | 695,85 | 20,28 |
| 4 | 650,60 | 19,21 |
| 5 | 600,70 | 18,29 |
| 6 | 550,71 | 17,45 |
| 7 | 502,78 | 16,83 |
| 8 | 451,76 | 15,92 |
| 9 | 405,91 | 15,18 |
| 10 | 360,52 | 14,17 |
| 11 | 312,49 | 13,54 |
| 12 | 266,63 | 12,55 |
| 13 | 220,40 | 11,72 |
| 14 | 175,20 | 10,29 |
| 15 | 130,12 | 9,12 |
| 16 | 85,63 | 7,64 |
| 17 | 50,25 | 6,24 |
| 18 | 41,12 | 5,72 |
| 19 | 31,71 | 5,12 |
| 20 | 21,60 | 4,42 |
| 21 | 17,49 | 4,11 |
Результаты, полученные при помощи разработанного устройства, показали высокую степень сходимости с результатами стандартного замера (API) на лабораторном оборудовании для буровых растворов на водной основе, что подтверждает точность измерений, проводимых посредством разработанного устройства, и реализуемого способа, при этом обеспечивается высокая скорость измерений параметров бурового раствора на водной основе (от 6 минут) и обеспечивается стабильный и надежный цикличный процесс измерений параметров бурового раствора.
Пример 2. Конструкция устройства для определения параметров бурового раствора, идентична конструкции, описанной в примере 1.
Посредством описанного устройства были измерены параметры бурового раствора на углеводородной основе, используемом на Песцовом месторождении в процессе бурения скважин.
По заявленному способу измерения параметров бурового раствора, при котором осуществляли: подачу бурового раствора в устройство для измерения параметров бурового раствора через канал 1 для подвода и отвода бурового раствора посредством насоса 2; измерение температуры, электростабильности, удельного электрического сопротивления и минерализации, водно-углеводородное отношение бурового раствора посредством датчиков температуры 5.2, электростабильности 5.3, рН и резистивности 5.4, диэлектрической проницаемости 5.5; измерение реологических констант бурового раствора посредством измерительного модуля 3, включающего по меньшей мере два датчика давления 3.1, 3.2 и капилляр 3, расположенный между датчиками 3.1 и 3.2; измерение плотности, объемного и массового расхода и температуры бурового раствора посредством расходомера 4; сбор данных и определение параметров бурового раствора посредством блока 6 управления, сбора данных и определения параметров бурового раствора, соединенного с насосом 1, с возможностью его управления, датчиками давления 3.1 и 3.2 измерительного модуля 3, расходомером 4, датчиком уровня 5.1, датчиком температуры 5.2, датчиком электростабильности 5.3, датчиком рН и резистивности 5.4, датчиком диэлектрической проницаемости 5.5. Скорость всего цикла автоматизированного измерения параметров бурового раствора составила 6 минут. Полученные результаты представлены в Таблице 3 в сравнении с результатами, полученными по стандартному методу контроля, регламентируемому Американским нефтяным институтом (API) и Таблице 4.
Таблица 3 – Результаты измерения параметров бурового раствора на углеводородной основе
| Параметры бурового раствора на углеводородной основе | Значение, измеренное на заявленном устройстве | Стандартный замер (API) |
| Температура, °С | 43,518 | 41 |
| Плотность, кг/м3 | 1111,455 | 1100 |
| Удельное электрическое сопротивление, Ом*м | >1000 | 1100 |
| Водно-углеводородное отношение, % | 78,988 / 21,01 | 80/20 |
| Электростабильность, В | 577,426 | - |
| Минерализация, г/л | 54,322 | 54,0 |
| Статическое напряжение сдвига 10 сек, Па | 3,695 | 4,5 |
| Динамическое напряжение сдвига, Па | 13,311 | 12 |
| Пластическая вязкость, мПа*с | 21,477 | 24 |
| Показатель консистентности, Па*с | 0,831 | - |
| Показатель нелинейности | 0,521 | - |
| Предельное динамическое напряжение сдвига, Па | 1,180 | - |
Таблица 4 – Реологическое поведение бурового раствора на углеводородной основе
| № | Скорость сдвига, 1/с | Напряжение сдвига, Па |
| 1 | 1021,00 | 31,95 |
| 2 | 760,95 | 26,40 |
| 3 | 708,87 | 25,65 |
| 4 | 656,50 | 24,50 |
| 5 | 603,16 | 23,61 |
| 6 | 558,06 | 22,73 |
| 7 | 508,39 | 21,05 |
| 8 | 461,50 | 21,20 |
| 9 | 412,03 | 18,93 |
| 10 | 364,46 | 16,49 |
| 11 | 317,93 | 18,03 |
| 12 | 271,23 | 16,62 |
| 13 | 224,02 | 15,18 |
| 14 | 178,15 | 13,02 |
| 15 | 132,62 | 11,59 |
| 16 | 87,16 | 8,3 |
| 17 | 51,39 | 5,46 |
| 18 | 42,04 | 7,30 |
| 19 | 32,33 | 4,88 |
| 20 | 22,00 | 4,30 |
| 21 | 17,95 | 4,42 |
Результаты, полученные при помощи разработанного устройства, также показали высокую степень сходимости с результатами стандартного замера (API) на лабораторном оборудовании для буровых растворов на углеводородной основе, что подтверждает точность измерений, проводимых посредством разработанного устройства, и реализуемого способа, при этом обеспечивается высокая скорость измерений параметров бурового раствора на углеводородной основе (от 6 минут) и обеспечивается стабильный и надежный цикличный процесс измерений параметров бурового раствора.
Процесс реализации заявленной системы измерения параметров бурового раствора и машиночитаемого носителя для измерения параметров бурового раствора осуществляется аналогично способу, описанному выше.
Таким образом, описанные в примерах реализации экспериментальные данные подтверждают промышленную применимость заявленного изобретения, а также свидетельствуют о том, что предлагаемое устройство и способ обеспечивает достижение вышеуказанного технического результата, заключающегося в повышении скорости измерения параметров бурового раствора на водной и углеводородной основе при одновременном обеспечении высокой точности измерений, стабильного и надежного цикличного процесса измерений параметров бурового раствора.
Claims (34)
1. Устройство для измерения параметров бурового раствора, содержащее последовательно соединенные между собой:
- канал для подвода и отвода бурового раствора;
- насос;
- измерительный модуль, включающий по меньшей мере два датчика давления и капилляр, расположенный между датчиками;
- расходомер;
- емкость с установленными внутри датчиком уровня, датчиком температуры, датчиком электростабильности, датчиком рН и резистивности, датчиком диэлектрической проницаемости;
а также блок управления, сбора данных и определения параметров бурового раствора, соединенный с насосом с возможностью его управления, с датчиками давления измерительного модуля, расходомером, датчиком уровня, датчиком температуры, датчиком электростабильности, датчиком рН и резистивности, датчиком диэлектрической проницаемости.
2. Устройство по п. 1, в котором насос является винтовым.
3. Устройство по п. 1, в котором расходомер является кориолисовым.
4. Устройство по п. 1, в котором каждый датчик давления представляет собой преобразователь давления с тензорезистивным сенсором.
5. Устройство по п. 1, которое дополнительно содержит по меньшей мере один гаситель пульсации, установленный между насосом и измерительным модулем.
6. Устройство по п. 1, которое дополнительно содержит кран управления потоком, установленный между насосом и измерительным модулем.
7. Устройство по п. 1, в котором емкость дополнительно содержит нагревательный элемент.
8. Устройство по п. 1, в котором емкость дополнительно содержит перемешивающее устройство.
9. Устройство по п. 1, которое дополнительно содержит запорную арматуру, установленную в канале для подвода и отвода бурового раствора, а также между емкостью и каналом для подвода и отвода бурового раствора.
10. Устройство по п. 9, в котором в качестве запорной арматуры используют распределительные клапаны с пневматической системой их управления.
11. Устройство по п. 1, которое дополнительно содержит канал для подвода и отвода промывочной жидкости.
12. Устройство по п. 1, которое дополнительно содержит канал для подвода сжатого воздуха.
13. Устройство по п. 1, которое размещено в разборном корпусе.
14. Устройство по п. 1, в котором блок управления, сбора данных и определения параметров бурового раствора размещен в разборном корпусе.
15. Устройство по п. 1, которое дополнительно содержит фильтр грубой очистки, установленный перед насосом.
16. Способ измерения параметров бурового раствора, при котором осуществляют:
- подачу бурового раствора в устройство для измерения параметров бурового раствора через канал для подвода и отвода бурового раствора посредством насоса;
- измерение температуры, электростабильности, удельного электрического сопротивления и/или рН и/или минерализации, водно-углеводородного отношения и/или содержания углеводородной жидкости бурового раствора посредством датчиков температуры, электростабильности, рН и резистивности, диэлектрической проницаемости;
- измерение реологических констант бурового раствора посредством измерительного модуля, включающего по меньшей мере два датчика давления и капилляр, расположенный между датчиками;
- измерение плотности, объемного и массового расхода и температуры бурового раствора посредством расходомера;
- сбор данных и определение параметров бурового раствора посредством блока управления, сбора данных и определения параметров бурового раствора, соединенного с насосом с возможностью его управления, с датчиками давления измерительного модуля, расходомером, датчиками уровня, температуры, электростабильности, рН и резистивности, диэлектрической проницаемости.
17. Способ по п. 16, в котором после определения параметров бурового раствора дополнительно проводят сброс бурового раствора из устройства для измерения параметров бурового раствора через канал для подвода и отвода бурового раствора.
18. Способ по п. 17, в котором после сброса бурового раствора из устройства для измерения параметров бурового раствора дополнительно осуществляют подачу промывочной жидкости в устройство для измерения параметров бурового раствора, его промывку и последующий сброс промывочной жидкости из устройства.
19. Способ по п. 18, в котором в качестве промывочной жидкости используют воду, или дизельное топливо, или углеводородную жидкость, или раствор воды с ПАВ.
20. Способ по п. 18, в котором после сброса промывочной жидкости из устройства для измерения параметров бурового раствора дополнительно осуществляют подачу сжатого воздуха и продувку устройства.
21. Способ по п. 16, характеризующийся тем, что время измерения параметров бурового раствора составляет от 6 минут.
22. Система измерения параметров бурового раствора, включающая по крайней мере один процессор, оперативную память и машиночитаемые инструкции для выполнения способа измерения параметров бурового раствора по любому из пп. 16-21.
23. Машиночитаемый носитель для измерения параметров бурового раствора, содержащий машинные инструкции способа измерения параметров бурового раствора по любому из пп. 16-21, выполненный с возможностью чтения данных инструкций и исполнения их процессором.
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2798916C1 true RU2798916C1 (ru) | 2023-06-28 |
Family
ID=
Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1476113A1 (ru) * | 1987-07-28 | 1989-04-30 | Среднеазиатский научно-исследовательский институт природного газа | Система контрол параметров процесса бурени скважины |
| RU2085725C1 (ru) * | 1994-05-10 | 1997-07-27 | Юрий Алексеевич Волченко | Устройство для контроля параметров бурового раствора |
| RU47964U1 (ru) * | 2005-03-09 | 2005-09-10 | Лукьянов Эдуард Евгеньевич | Система измерения расхода и свойств бурового и цементного раствора |
| RU2425213C1 (ru) * | 2009-12-29 | 2011-07-27 | Закрытое акционерное общество "ГЕОФИЗМАШ" | Скважинный контрольно-измерительный комплекс |
| RU2520110C1 (ru) * | 2013-01-14 | 2014-06-20 | Анатолий Георгиевич Малюга | Устройство дистанционного контроля параметров раствора в желобе буровой установки |
| WO2016174574A1 (en) * | 2015-04-28 | 2016-11-03 | Drillmec Spa | Control equipment for monitoring flows of drilling muds for uninterrupted drilling mud circulation circuits and method thereof |
| RU2681790C2 (ru) * | 2017-06-07 | 2019-03-12 | Общество с ограниченной ответственностью НАУЧНО-ПРОИЗВОДСТВЕННОЕ ПРЕДПРИЯТИЕ ГЕОФИЗИЧЕСКОЙ АППАРАТУРЫ "ЛУЧ" | Система для автоматического измерения объемного газосодержания и вихревой дегазации бурового раствора |
| RU2784875C2 (ru) * | 2017-07-06 | 2022-11-30 | Эм-Ай Эл.Эл.Си. | Автоматизированный анализ бурового раствора |
Patent Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1476113A1 (ru) * | 1987-07-28 | 1989-04-30 | Среднеазиатский научно-исследовательский институт природного газа | Система контрол параметров процесса бурени скважины |
| RU2085725C1 (ru) * | 1994-05-10 | 1997-07-27 | Юрий Алексеевич Волченко | Устройство для контроля параметров бурового раствора |
| RU47964U1 (ru) * | 2005-03-09 | 2005-09-10 | Лукьянов Эдуард Евгеньевич | Система измерения расхода и свойств бурового и цементного раствора |
| RU2425213C1 (ru) * | 2009-12-29 | 2011-07-27 | Закрытое акционерное общество "ГЕОФИЗМАШ" | Скважинный контрольно-измерительный комплекс |
| RU2520110C1 (ru) * | 2013-01-14 | 2014-06-20 | Анатолий Георгиевич Малюга | Устройство дистанционного контроля параметров раствора в желобе буровой установки |
| WO2016174574A1 (en) * | 2015-04-28 | 2016-11-03 | Drillmec Spa | Control equipment for monitoring flows of drilling muds for uninterrupted drilling mud circulation circuits and method thereof |
| RU2681790C2 (ru) * | 2017-06-07 | 2019-03-12 | Общество с ограниченной ответственностью НАУЧНО-ПРОИЗВОДСТВЕННОЕ ПРЕДПРИЯТИЕ ГЕОФИЗИЧЕСКОЙ АППАРАТУРЫ "ЛУЧ" | Система для автоматического измерения объемного газосодержания и вихревой дегазации бурового раствора |
| RU2784875C2 (ru) * | 2017-07-06 | 2022-11-30 | Эм-Ай Эл.Эл.Си. | Автоматизированный анализ бурового раствора |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US5095758A (en) | Water cut monitoring means and method | |
| US5067345A (en) | Method and apparatus for measuring and calculating bulk water in crude oil or bulk water in steam | |
| RU2270981C2 (ru) | Система и способ измерения многофазного потока | |
| US6823271B1 (en) | Multi-phase flow meter for crude oil | |
| DK1893952T3 (en) | Method and apparatus for measuring non-homogeneous flow phase velocities. | |
| RU2754656C1 (ru) | Способ и система измерения расходов многофазного и/или многокомпонентного флюида, добываемого из нефтегазовой скважины | |
| US20150059446A1 (en) | Method and system for analysis of rheological properties and composition of multi-component fluids | |
| EP2160572B1 (en) | Method and apparatus for salinity independent measurement of nonhomogenous flow phase ratios | |
| WO1995008768A1 (en) | Method and arrangement for oil well test system | |
| US20190094119A1 (en) | Pipe rheometer | |
| US10330663B2 (en) | System and method for measuring separation rate of water from water-in-crude oil emulsions | |
| RU2179637C1 (ru) | Способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта и устройство для его осуществления | |
| CN115435857A (zh) | 科里奥利直接井口测量设备和方法 | |
| US4916940A (en) | Method and apparatus for measuring and calculating bulk water in crude oil | |
| EA024819B1 (ru) | Устройство для определения фазового состава скважинной жидкости | |
| US7201068B2 (en) | Water cut meter for measurement of water in crude oil | |
| RU2328597C1 (ru) | Способ и устройство измерения дебита нефтяных скважин на групповых установках | |
| RU2798916C1 (ru) | Устройство и способ автоматизированного измерения параметров бурового раствора | |
| CN212179965U (zh) | 一种适用于低流量的油田生产井采出液的自动测量装置 | |
| RU129256U1 (ru) | Устройство для определения компонентного состава продукции нефтегазовой скважины | |
| RU2340772C2 (ru) | Способ определения обводненности продукции нефтяных скважин "охн+" | |
| Osadchuk et al. | Increasing the sensitivity of measurement of a moisture content in crude oil | |
| RU2571788C1 (ru) | Способ и система автоматизированного контроля обводнённости скважинных продуктов нефтяных месторождений | |
| Rosettani et al. | Instantaneous void fraction signal using capacitance sensor for two-phase flow pattern identification | |
| RU2750249C1 (ru) | Анализатор нефти |