EA028646B1

EA028646B1 - Система, способ и устройство для анализа бурового раствора

Info

Publication number: EA028646B1
Application number: EA201491425A
Authority: EA
Inventors: Дейл Е. Джеймисон; Роберт Дж. Мерфи; Шон Брауссард; Питер Гонсалес
Original assignee: Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк.
Priority date: 2012-01-26
Filing date: 2013-01-07
Publication date: 2017-12-29
Also published as: EA201491425A1; WO2013112274A1; BR112014018513A2; EP2807483A1; MX345380B; CA2856743C; CA2856743A1; MX2014008800A; AU2013212697B2; BR112014018513A8; EP2807483B1; AU2013212697A1; US9134291B2; US20130192360A1

Abstract

Представлены система, способы и устройства для анализа буровых растворов. Раскрыта система анализа раствора, предназначенная для определения по меньшей мере одной характеристики бурового раствора. Система включает в себя насос и два реверсируемых канала раствора, каждый из которых выполнен с возможностью, когда находится в первом состоянии, впуска бурового раствора в систему анализа раствора и, когда находится во втором состоянии, удаления бурового раствора из системы анализа раствора. Клапан соединяет по текучей среде реверсируемые каналы раствора с насосом. Клапан управляет соответствующими состояниями реверсируемых каналов раствора. По меньшей мере один измерительный модуль соединен по текучей среде с насосом для приема бурового раствора от него. По меньшей мере один измерительный модуль выполнен с возможностью определения по меньшей мере одной характеристики бурового раствора. Фильтры могут быть соединены по текучей среде с каждым из реверсируемых каналов раствора. Фильтры предотвращают вхождение твердых частиц заданного размера в систему анализа раствора.

Description

В общем настоящее раскрытие относится к бурению стволов скважин, например, во время разведки на углеводороды и разработки месторождения. Более конкретно, настоящее раскрытие относится к системам, способам и устройствам для мониторинга и анализа бурового раствора.

Предпосылки

Стволы скважин, которые обычно также называют скважинами и буровыми скважинами, образуют при решении различных задач, в том числе при разведочном бурении для обнаружения подземных месторождений различных природных ресурсов, разработке месторождения для добычи таких ресурсов и проектировании сооружений для установки подземного оборудования. Общая микроконцепция заключается в том, что все стволы скважин выравнивают по вертикали относительно буровой установки; однако при многих применениях требуется бурение стволов скважин с отклоненными от вертикали и горизонтальными геометриями. Хорошо известным способом, используемым при бурении горизонтальных, отклоненных от вертикали и других сложных стволов скважины, является направленное бурение. Направленное бурение обычно представляют как процесс бурения ствола, который характеризуется тем, что трасса ствола скважины в геологической среде проходит в направлении, отличающемся от вертикального, т.е. ось имеет угол относительно вертикальной плоскости (известный как отклонение от вертикали) и ориентирована в азимутальной плоскости.

Обычные способы направленного бурения традиционно осуществляют буровой установкой, которая продвигает или направляет секции соединенных бурильных труб с направляемым буровым долотом на дистальном конце для достижения заданной геометрии ствола скважины. При разведке и добыче углеводородов из подземных месторождений, таких как нефть и природный газ, направленный ствол скважины обычно пробуривают вращающимся буровым долотом, которое прикреплено к одному концу компоновки низа бурильной колонны или КННБК. Управляемая компоновка низа бурильной колонны может включать в себя, например, объемный двигатель (ОД) или забойный двигатель, утяжеленные бурильные трубы, расширители, амортизаторы и разбуривающие инструменты для расширения буровой скважины. Стабилизатор может быть прикреплен к компоновке низа бурильной колонны для управления изгибом компоновки низа бурильной колонны, для направления долота в заданном направлении (по наклону и азимуту). Компоновка низа бурильной колонны в свою очередь прикреплена к нижней части трубной конструкции, часто содержащей сочлененные трубы или относительно гибкую барабанную насоснокомпрессорную трубу, также называемую насосно-компрессорной трубой на барабане. Систему направленного бурения, т.е. соединенные насосно-компрессорные трубы, буровое долото и компоновку низа бурильной колонны, обычно называют бурильной колонной. Когда в бурильной колонне используют сочлененные трубы, буровое долото можно приводить во вращение путем вращения сочлененных труб с поверхности или путем приведения в действие забойного двигателя, содержащегося в компоновке низа бурильной колонны. В отличие от этого в буровых колоннах, в которых используются гибкие насоснокомпрессорные трубы, буровое долото обычно приводится во вращение забойным двигателем в компоновке низа бурильной колонны.

Буровой раствор часто используют для содействия бурению стволов скважин в геологической среде, например, для удаления обломков выбуренной породы из ствола скважины, регулирования пластового давления и охлаждения, смазывания и поддержания долота и буровой компоновки. Обычно буровой раствор, который часто называют буровым глинистым раствором, закачивается в ствол скважины по внутренней стороне бурильной колонны, выходит через сопла на конце долота и затем поднимается вверх по кольцевому пространству между бурильной колонной и стенкой ствола скважины. Во время подъема некоторые из сгустков бурового раствора образуют фильтрационную корку на незащищенной поверхности буровой скважины, препятствующую проникновению бурового раствора в пористый пробуриваемый пласт. В дополнение к этому давление внутри пласта может частично или полностью уравновешиваться гидростатическим весом столба бурового раствора в стволе. Поскольку на буровой раствор возложен ряд важных функций при бурении, он, соответственно, должен быть совместимым и обладать гарантированными потенциальными возможностями.

Многие параметры бурения, такие как глубина, измеренная по стволу скважины, частота вращения колонны, нагрузка на долото, вращающий момент на забое скважины, вращающий момент на поверхности, расход бурового раствора, давление на поверхности, давление в стволе скважины, ориентация долота, отклонение долота и т.д., могут быть сделаны доступными в реальном времени. Однако многие свойства бурового раствора, которые могут быть крайне необходимыми для эффективного гидравлического моделирования и выполнения работы по очистке ствола, нелегко получать в реальном времени. Как показывает опыт, техническому специалисту (или инженеру по буровым растворам) необходимо осуществлять контроль бурового раствора один или два раза в течение каждых 12 ч и представлять отчет с данными измерений в течение каждых 24 ч. Результаты этих измерений могут включать в себя плотность, реологию, электрическую стабильность, регулирование фильтрации, ретортный анализ (процент твердых частиц, водонефтяной фактор), кислотность (рН), соленость и распределение частиц по размерам. Эта практика является общепринятой в отрасли бурения; однако выгодно иметь ключевые свойства бурового раствора, исследуемые и представляемые в отчете на многочисленных интервалах, задаваемых операто- 1 028646 ром. Например, в распорядке дня инженера по буровым растворам, находящегося на месте проведения работ, обычно имеются многочисленные другие обязанности, и поэтому он не может представлять постоянный поток информации о свойствах бурового раствора в центр мониторинга, такой как удаленный центр мониторинга в реальном времени. В дополнение к этому получение и/или обработка таких измерений отнимает много времени, а человек неизбежно допускает ошибки. Эти недостатки исключаются при автоматическом измерении свойств бурового раствора.

Имеются многочисленные системы, пригодные для измерения некоторых характеристик бурового раствора. Однако отбор проб бурового раствора для инструментальных измерений связан с многочисленными проблемами. Большинство буровых растворов рассчитаны на закупоривание небольших отверстий в пласте и поэтому сильно нагружены твердыми частицами. Кроме того, характеристики бурового раствора постоянно изменяются за счет добавления твердых частиц и химических веществ, что затрудняет отбор репрезентативной пробы. Частично суспендированные твердые частицы и частично диспергированные химические вещества могут образовывать гибкие комки, которые могут закупоривать оборудование для отбора проб. Если не принимать меры, твердые частицы в буровом растворе будут осаждаться и закупоривать трубы небольшого диаметра, клапаны, насосы и другое оборудование для обращения с растворами.

Имеются буровые растворы на жидкостной основе различных типов: (1) буровые растворы на водной основе (БРВО), которые обычно содержат состав на основе воды и глины, (2) буровые растворы на нефтяной основе (БРНО), в которых основной жидкостью является нефтяной продукт, такой как дизельное топливо, и (3) буровые растворы на синтетической основе (БРСО), в которых основной жидкостью является синтетическое масло. Во многих случаях буровые растворы на нефтяной основе также имеют воду или соляной раствор, в значительной пропорции распределенный в нефти. В процессе бурения скважины буровой раствор на водной основе часто используют в одной секции ствола скважины, тогда как буровой раствор на нефтяной основе используют в другой секции ствола скважины. Переключение между типами растворов сопряжено с проблемами в системе отбора проб и измерительных приборах, поскольку когда растворы двух типов приходят в соприкосновение друг с другом, может образовываться густой шлам, который может закупоривать проточные каналы. В дополнение к этому оборудование для отбора проб бурового раствора и измерительные приборы часто расположены на участках буровой установки, с большой вероятностью находящихся в окружении воспламеняющихся газов и жидкостей в высоких концентрациях. В связи с этим любая возможность возникновения искры при нормальной работе или в условиях отказа должна исключаться для предотвращения воспламенения в окружающей среде.

Краткое изложение

Аспекты этого раскрытия относятся к оборудованию автоматизированного измерения свойств бурового раствора (ОАИСБР), предназначенному для измерения заданных свойств бурового раствора. В некоторых вариантах осуществления оборудование автоматизированного измерения свойств бурового раствора включает в себя систему подачи пробы, кондиционирующую систему и один или несколько измерительных модулей. Каждый из измерительных модулей выполняет одно или несколько измерений различных свойств бурового раствора. Измерительные модули соединены с системой подачи пробы, при этом главный модуль управляет потоком. Оборудованием автоматизированного измерения свойств бурового раствора можно выполнять измерения в реальном времени, которые позволяют получать самые последние данные о плотности и реологии для прогнозирования точной гидравлики бурения и ее влияния на бурильные работы.

При бурении прилагают большие усилия для максимизации механической скорости проходки (МСП), чтобы минимизировать затраты на бурение. Часто вычислительные модели используют для определения пределов механической скорости проходки. Поэтому текущее и точное значение плотности и реология раствора, закачиваемого в ствол, обычно необходимы, чтобы максимизировать механическую скорость проходки и чтобы доверять образуемым в результате рекомендациям. В приведенном выше примере данные из оборудования автоматизированного измерения свойств бурового раствора могут передаваться в базу данных, такую как база данных ΙΝδΙΤΕ® службы Бреггу ИгШшд БсгОесх. и устройство управления данными, которые можно получить от НаШЪипои.

Исходя из этого данные могут обрабатываться в центре обработки в реальном времени (ЦОРВ) с помощью программы моделирования гидравлики, аналогичной программному обеспечению ΌΡΟ™ вместе с модулем гидравлики ИгШАБеаб®, которое также можно получить от НаШЪипои. Затем результаты могут анализироваться для выработки скорости механической проходки и других рабочих рекомендаций с данными для буровой установки, такими как частота вращения (ЧВ) бурильной колонны, скорость нагнетания бурового раствора, состав раствора и добавки (например, изменения состава бурового раствора, такие как добавление утяжелителя для повышения плотности бурового раствора или добавление эмульгаторов, нефти и соляного раствора для корректировки водонефтяного фактора) и т.д.

С этой концепцией реального времени, относящейся к обращению с раствором, связаны другие возможности.

Вычислительные модели, подобные моделям, образуемым с помощью программного обеспечения

- 2 028646

ΌΡΟ™ вместе с модулем гидравлики ΌπΙΙΛΙκαύ®. позволяют прогнозировать перед буровым долотом, например, ожидаемую эквивалентную плотность циркуляции (ЭПЦ), например, повышение забойного давления, выражаемое в виде повышения давления, которое происходит при циркуляции бурового раствора. Такие прогнозы могут включать в себя нагрузку на шлам в буровом растворе и ее влияние на эквивалентную плотность циркуляции, температуру бурового раствора на всем протяжении буровой скважины, падение давления циркуляции, свабирование и импульсное давление, когда бурильную колонну поднимают из буровой скважины или спускают в нее, оценочное время, необходимое для полного удаления обломков выбуренной породы из буровой скважины, влияние слоев обломков выбуренной породы на эквивалентную плотность циркуляции и т.д. Это позволяет операторам выполнять изменения процедур бурения и свойств бурового раствора в предвидении предстоящих требований.

Аналогичный подход можно использовать при обращении с проблемной зоной. Проблемная зона является участком траектории буровой скважины, который может быть трудным для бурения, например, вследствие вида пласта, порового давления флюидов в пласте (неожиданно высокого или низкого), пласта, который имеет разрывы в виде пустот в горных породах (или каверн), которые могут вызывать протекание некоторой части бурового раствора в пласт (уход бурового раствора), пласта, который изменяется при воздействии бурового раствора (например, пласта набухающей глины), и/или слабосцементированного пласта, который легко растрескивается при высокой эквивалентной плотности циркуляции. При бурении проблемную зону можно встречать и предполагать на некоторой глубине. Поскольку текущие свойства бурового раствора известны в реальном времени, а свойства, которые необходимы для бурения ближайшего проблемного пласта, можно определить, вычислительные алгоритмы искусственной нейронной сети (ИНС) можно использовать, например, для опережающего установления требований к раствору в зависимости от добавки продукта и кондиционирования, так что при достижении глубины опасной зоны раствор уже будет готов к использованию и будет бесперебойно закачиваться.

В другом варианте осуществления многочисленные измерения оборудованием автоматизированного измерения свойств бурового раствора можно использовать для определения эффективности других процессов на месте расположения скважины. Например, электрическую стабильность (ЭС) можно использовать для определения эффективности регулирования добавок в системе бурового раствора. Т.е., если электрическую стабильность измеряют в линии потока, когда поток приходит из буровой скважины, то можно выполнить анализ, возможно с использованием искусственных нейронных сетей, чтобы определить степень изменения электрической стабильности после того, как раствор был закачен в буровую скважину. Затем методом искусственных нейронных сетей можно определить, какие обработки продукта или другие добавки следует включать, если это необходимо, до и/или после части процесса регулирования твердых частиц. Манипулирование добавками можно осуществлять вручную или автоматически. В дополнение к определению эффективности регулирования добавок электрическую стабильность можно использовать для определения эффективности регулирования твердых частиц. Эффективность регулирования твердых частиц можно определять сравнением электрической стабильности, измеренной после выхода из скважины бурового раствора с захваченными обломками выбуренной породы и еще раз после удаления обломков выбуренной породы из бурового раствора, что может дать показатель эффективности процесса удаления. В этом случае электрическую стабильность измеряют на многочисленных местах, а по разностям от одного места к другому можно определять надлежащие обработки и эффективности процессов. В дополнение к электрической стабильности в этом процессе можно использовать другие измерения в реальном времени (РВ). Поскольку каждый компонент включается в анализ, достигается большее понимание свойств бурового раствора, при этом получаются важные данные для оптимизации бурения.

Согласно аспектам настоящего раскрытия предложена система анализа раствора, предназначенная для определения по меньшей мере одной характеристики бурового раствора. Система анализа раствора включает в себя насос, первый и второй реверсируемые каналы раствора, клапан и по меньшей мере один измерительный модуль. Каждый реверсируемый канал флюида выполнен с возможностью, когда находится в первом состоянии, впуска бурового раствора в систему анализа раствора и, когда находится во втором состоянии, удаления бурового раствора из системы анализа раствора. Клапан соединяет по текучей среде первый и второй реверсируемые каналы раствора с насосом. Клапан выполнен с возможностью управления соответствующими состояниями реверсируемых каналов раствора. По меньшей мере один измерительный модуль по текучей среде соединен с насосом для приема бурового раствора от него. По меньшей мере один измерительный модуль выполнен с возможностью определения по меньшей мере одной характеристики принимаемого бурового раствора.

Другие аспекты настоящего раскрытия относятся к системе анализа раствора, предназначенной для определения одной или нескольких характеристик бурового раствора. Система анализа раствора включает в себя насос, выполненный с возможностью перемещения бурового раствора через систему анализа. Система анализа раствора также включает в себя первый и второй реверсируемые каналы раствора, каждый из которых выполнен с возможностью переключения между состоянием впуска и выпуска. Реверсируемые каналы раствора выполнены с возможностью впуска пробы бурового раствора при нахождении в состоянии впуска и удаления пробы бурового раствора при нахождении в состоянии выпуска. Первый

- 3 028646 фильтр по текучей среде соединен с первым реверсируемым каналом раствора, тогда как второй фильтр по текучей среде соединен со вторым реверсируемым каналом раствора. Клапан реверсирования потока по текучей среде соединяет первый и второй реверсируемые каналы раствора с насосом. Клапан реверсирования потока выполнен с возможностью избирательного изменения соответствующих состояний первого и второго реверсируемых каналов раствора между состояниями впуска и выпуска. Контроллер в рабочем состоянии подключен к клапану реверсирования потока и насосу и сконфигурирован для управления ими. Множество измерительных модулей по текучей среде соединены (например, параллельно) с насосом и клапаном реверсирования потока. Каждый измерительный модуль выполнен с возможностью измерения соответствующей характеристики бурового раствора и выдаче сигнала, показывающего ее.

Согласно другим аспектам также представлен способ работы системы анализа и мониторинга бурового раствора. Способ включает в себя, среди прочего, отбор пробы бурового раствора в систему анализа через первый реверсируемый канал раствора системы анализа бурового раствора; определение посредством измерительного модуля системы анализа бурового раствора по меньшей мере одной характеристики пробы бурового раствора; генерацию посредством измерительного модуля сигнала, показывающего по меньшей мере одну характеристику; реверсирование первого реверсируемого канала раствора из состояния впуска в состояние выпуска, чтобы удалить из него буровой раствор, и реверсирование второго реверсируемого второго канала раствора из состояния выпуска в состояние впуска, чтобы извлечь во второй реверсируемый канал раствора буровой раствор из системы анализа.

Приведенное выше краткое изложение не предназначено для представления каждого варианта осуществления или каждого аспекта настоящего раскрытия. Точнее, приведенным выше кратким изложением дается только пояснение на примерах некоторых новых аспектов и признаков, изложенных в этой заявке. Приведенные выше признаки и преимущества, как и другие признаки и преимущества настоящего раскрытия, станут очевидными из рассмотрения нижеследующего подробного описания примеров вариантов осуществления и вариантов осуществления настоящего изобретения в сочетании с сопровождающими чертежами и прилагаемой формулой изобретения.

Краткое описание чертежей

На чертежах фиг. 1 - схематичный вид приведенной для примера системы бурения согласно аспектам настоящего раскрытия;

фиг. 2 - схематичный вид приведенной для примера компоновки низа бурильной колонны (КНБК) согласно аспектам настоящего раскрытия;

фиг. 3 - схематичный вид типичной системы мониторинга бурового раствора согласно аспектам настоящего раскрытия;

фиг. 4 - схематичный вид типичного главного модуля согласно аспектам настоящего раскрытия, подготовленного для измерения плотности бурового раствора; и фиг. 5 - вид типичного главного модуля из фиг. 4 при измерении вязкости бурового раствора.

Хотя в настоящем раскрытии допускаются различные модификации и альтернативные формы, конкретные варианты осуществления показаны для примера на чертежах и будут подробно описаны в этой заявке. Однако следует понимать, что раскрытие не предполагается ограниченным конкретными раскрытыми формами. Точнее, раскрытие охватывает все модификации, эквиваленты и альтернативы, попадающие в пределы сущности и в объем изобретения, определенные в прилагаемой формуле изобретения.

Подробное описание иллюстративных вариантов осуществления

Наряду с тем в этом изобретении допускаются варианты осуществления во многих различных формах, на чертежах показаны и в этой заявке будут подробно описаны варианты осуществления изобретения исходя из предположения, что настоящее раскрытие считается иллюстративным примером принципов изобретения и не предназначается для ограничения широких аспектов изобретения показываемыми вариантами осуществления. В этом смысле элементы и ограничения, которые раскрыты, например, в реферате, кратком изложении изобретения и подробном описании, но не отражены явно в формуле изобретения, не должны включаться в формулу изобретения, отдельно или совместно, как нечто подразумеваемое, предполагаемое или иное. Для настоящего подробного описания, если особо не оговаривается иное, форма единственного числа включает в себя форму множественного числа и наоборот; слова и и или являются соединяющими и разъединяющими, если особо не оговаривается иное; слово все означает любой и все; слово любой означает любой и все; и слово включающий в себя означает включающий в себя без ограничения. Кроме того, слова приближения, такие как около, почти, по существу, приблизительно и т.п., могут использоваться в этой заявке в смысле при, возле или близко к, или в пределах 3-5%, или в пределах допускаемых производственных отклонений, или, например, могут быть любым логическим сочетанием их.

Теперь обратимся к чертежам, на нескольких видах которых одинаковыми позициями обозначены аналогичные компоненты, при этом на фиг. 1 показан пример системы направленного бурения, в целом обозначенной позицией 10, согласно аспектам настоящего раскрытия. Многие из раскрываемых концепций рассматриваются применительно к бурильным работам при разведке и/или добыче из подземных месторождений углеводородов, таких как нефть или природный газ. Однако раскрываемые концепции не

- 4 028646 ограничены таким образом и могут быть применены для других бурильных работ. В этой связи аспекты настоящего раскрытия необязательно ограничены установкой и компонентами, представленными на фиг. 1 и 2. Например, многие признаки и аспекты, представленные в этой заявке, могут быть применены при горизонтальном бурении и вертикальном бурении без отступления от предполагаемого объема и сущности настоящего раскрытия. В дополнение к этому должно быть понятно, что чертежи необязательно выполнены в масштабе и представлены только для иллюстрации; поэтому индивидуальные и относительные размеры и ориентации, представленные на чертежах, не следует рассматривать как ограничивающие. Дополнительную информацию, относящуюся к системе направленного бурения, можно найти, например, в публикации заявки № 2010/0259415 А1 (МюЪае1 81тасЪаи с1 а1.) на патент США под названием Мебюб аиб 8у81еш ίοτ ртебюбид регГогтапсе оГ а ббШид 5\х1ет Ъаушд ти1бр1е сийшд кбисШгек, которая полностью включена в эту заявку путем ссылки.

Система 10 направленного бурения, приведенная для примера на фиг. 1, включает в себя мачту или, как ее обычно называют в данной области техники, буровую вышку 11, которая опирается на пол 12 вышки. Пол 12 вышки поддерживает роторный стол 14, который приводится в движение с заданной частотой вращения, например, через посредство системы цепной передачи в продолжение работы первичного двигателя (непоказанного). В свою очередь роторный стол 14 передает необходимую вращающую силу бурильной колонне 20. Бурильная колонна 20, которая включает в себя секцию 24 бурильной трубы, продолжается вниз от роторного стола 14 в искривленный ствол 26 скважины. Как показано на фигурах, ствол 26 скважины может проходить по многомерному пути или траектории. Трехмерное направление забоя 54 ствола 26 скважины на фиг. 1 представлено вектором 52 ориентации.

Буровое долото 50 прикреплено к дистальному скважинному концу бурильной колонны 20. При вращении, например, через посредство роторного стола 14 буровое долото 50 разрывает и обычно размельчает геологический пласт 46. Бурильная колонна 20 связана с подъемной буровой лебедкой 30 через посредство, например, ведущей бурильной трубы 21, вертлюга 28 и линии 29 через систему шкивов (непоказанную). Буровая лебедка 30 может содержать различные компоненты, в том числе барабан, один или несколько двигателей, понижающую зубчатую передачу, главный тормоз и вспомогательный тормоз. Согласно некоторым вариантам осуществления во время операции бурения буровая лебедка 30 может регулировать нагрузку на долото 50 и скорость проходки бурильной колонны 20 в стволе 26 скважины. Работа буровой лебедки 30 обычно известна и поэтому не описывается подробно в этой заявке.

Во время бурильных работ подходящий буровой раствор 31 (часто называемый в данной области техники промывочной жидкостью) может прокачиваться под давлением по замкнутой системе из отстойника 32 в ствол 26 скважины по бурильной колонне 20 с помощью гидравлического бурового насоса 34. Буровой раствор 31 может представлять собой, например, буровой раствор на водной основе (БРВО), буровой раствор на нефтяной основе (БРНО), буровой раствор на синтетической основе (БРСО), а также газообразный буровой флюид, отдельно или в любом логическом сочетании. Буровой раствор 31 проходит из бурового насоса 34 в бурильную колонну 20 по растворному трубопроводу 38 (обычно называемому растворной линией) и ведущей бурильной трубе 21. В забое 54 ствола скважины буровой раствор 31 выпускается через сопло или другое отверстие в буровом долоте 50 и направляется вверх по стволу скважины к поверхности через кольцевое пространство 27 между бурильной колонной 20 и стенкой ствола 56 скважины. Когда буровой раствор 31 приближается к роторному столу 14, он выпускается через возвратную линию в отстойник 32. Различные наземные датчики 48, которые соответствующим образом размещены на поверхности вблизи ствола 26 скважины, работают сами по себе или в сочетании со скважинными датчиками 70, 72, размещенными в стволе 26 скважины, для получения информации о различных относящихся к бурению параметрах, таких как скорость потока жидкости, нагрузка на долото, нагрузка на крюк и т.д., некоторые из которых дополнительно подробно пояснены ниже.

Наземный блок 40 управления может принимать сигналы с наземных и скважинных датчиков и устройств через посредство датчика или преобразователя 43, который может быть помещен на растворный трубопровод 38. Наземный блок 40 управления может обрабатывать такие сигналы в соответствии с программируемыми инструкциями, поступающими на наземный блок 40 управления. С наземного блока 40 управления оператору могут представляться заданные параметры бурения и другая информация через одно или несколько устройств 42 вывода, таких как дисплей, компьютерный монитор, громкоговорители, сигнальные лампы и т.д., которые оператор может использовать для контроля бурильной работы. Наземный блок 40 управления может содержать компьютер, память для сохранения данных, регистратор данных и другие известные и разрабатываемые периферийные устройства. Кроме того, наземный блок 40 управления может включать в себя модели и может обрабатывать данные в соответствии с программируемыми инструкциями, а также реагировать на команды пользователя, вводимые через подходящее устройство 44 ввода, которое может быть выполнено в виде клавиатуры, сенсорного экрана, микрофона, мыши, координатного регулятора и т.д.

В некоторых вариантах осуществления настоящего раскрытия способное вращаться буровое долото 50 закреплено на дистальном конце управляемой компоновки 22 низа бурильной колонны (КНБК). В показанном варианте осуществления компоновка 22 низа бурильной колонны присоединена между буровым долотом 50 и секцией 24 бурильной трубы бурильной колонны 20. Компоновка 22 низа бурильной

- 5 028646 колонны может содержать систему измерений в процессе бурения (ИПБ), в целом обозначенную на фиг. 1 позицией 58, с различными датчиками для получения информации о пласте 46 и скважинных параметрах бурения. Датчики системы измерений в процессе бурения в компоновке 22 низа бурильной колонны могут включать в себя, но без ограничениями ими, устройство для измерения удельного сопротивления пласта вблизи бурового долота, зонд гамма-каротажа для измерения интенсивности гамма-излучения пласта, устройства для определения наклона и азимута бурильной колонны и датчики давления для измерения давления бурового раствора в скважине. Кроме того, система измерений в процессе бурения может включать в себя дополнительные/альтернативные чувствительные устройства для измерения удара, вибрации, крутящего момента, выполнения дистанционных измерений и т.д. С указанных выше устройств данные могут передаваться к скважинному передатчику 33, который в свою очередь передает данные вверх по стволу скважины к наземному блоку 40 управления. Кроме того, в некоторых вариантах осуществления компоновка 22 низа бурильной колонны может включать в себя систему каротажа во время бурения (КВБ).

В некоторых вариантах осуществления способ телеметрии по гидроимпульсному каналу связи может использоваться для передачи данных от скважинных датчиков и устройств во время бурильной работы. Примеры способов и установок для телеметрии по гидроимпульсному каналу связи описаны в патенте США № 7106210 В2 (СНгЕЮрНег А. Оо11а с1 а1.), который полностью включен в эту заявку путем ссылки. Другие известные способы телеметрии, которые можно использовать без отступления от предполагаемого объема этого раскрытия, включают в себя электромагнитную телеметрию, акустическую телеметрию и телеметрию с передачей сигналов по проводу в бурильных трубах, наряду с некоторыми другими.

Преобразователь 43 может быть помещен на трубопровод 38 подачи бурового раствора для обнаружения пульсаций бурового раствора, соответствующих данным, передаваемым скважинным передатчиком 33. В свою очередь преобразователь 43 генерирует электрические сигналы, например, в ответ на вариации давления бурового раствора и посылает такие сигналы к наземному 40 блоку управления. В качестве варианта могут использоваться другие способы телеметрии, такие как электромагнитные и/или акустические способы или любые другие подходящие способы, известные или разрабатываемые. Например, бурильные трубы с вмонтированным проводом могут использоваться для связи между поверхностью и скважинными устройствами. В другом примере могут использоваться сочетания описанных способов. Как показано на фиг. 1, наземный приемопередатчик 80 связан со скважинными приборами при использовании, например, любого из описанных способов связи, такого как способ телеметрии по гидроимпульсному каналу связи. Этим может обеспечиваться двусторонняя связь между наземным блоком 40 управления и скважинными приборами, описанными ниже.

Согласно аспектам этого раскрытия компоновкой 22 низа бурильной колонны прикладывается сила к долоту 50, необходимая для разрушения пород пласта 46 (известная как нагрузка на долото), и обеспечивается необходимое направленное бурение ствола 26 скважины. В вариантах осуществления, показанных на фиг. 1 и 2, компоновка 22 низа бурильной колонны может содержать буровой двигатель 90 и первый и второй разнесенные в продольном направлении стабилизаторы 60 и 62. По меньшей мере один из стабилизаторов 60, 62 может быть регулируемым стабилизатором, который в рабочем состоянии способствует регулированию направления ствола 26 скважины. По желанию регулируемые в радиальном направлении стабилизаторы можно использовать в компоновке 22 низа бурильной колонны управляемой системы 10 направленного бурения для регулирования угла компоновки 22 низа бурильной колонны относительно оси ствола 26 буровой скважины. Регулируемый в радиальном направлении стабилизатор обеспечивает более широкий диапазон регулирования по направлению, чем диапазон, достижимый с помощью обычного стабилизатора фиксированного диаметра. При такой способности к регулированию можно сокращать время бурения благодаря регулированию компоновки 22 низа бурильной колонны в скважине вместо подъема бурильной колонны из скважины для выполнения изменений. Однако даже регулируемый в радиальном направлении стабилизатор обеспечивает лишь ограниченный диапазон регулирования по направлению. Дополнительную информацию относительно регулируемых стабилизаторов и использованию их в системах направленного бурения можно найти в публикации № 2011/0031023 А1 заявки на патент США (СПус И. Мспс/с5 с1 а1.) под названием Вогс1ю1с бгШшд аррага1и8, тЧспъ аиб шеШобк, которая полностью включена в эту заявку путем ссылки.

Как показано в варианте осуществления из фиг. 2, расстояние между буровым долотом 50 и первым стабилизатором 60, обозначенное как Ь₁, может быть фактором при определении характеристик изгиба компоновки 22 низа бурильной колонны. Точно так же расстояние между первым стабилизатором 60 и вторым стабилизатором 62, обозначенное как Ь₂, может быть другим фактором при определении характеристик изгиба компоновки 22 низа бурильной колонны. Отклонение компоновки 22 низа бурильной колонны возле бурового долота 50 является нелинейной функцией расстояния Ь₁, так что при относительно небольших изменениях Ь₁ могут значительно изменяться характеристики изгиба компоновки 22 низа бурильной колонны. При наличии подвижных в радиальном направлении лопастей стабилизаторов угол опускания или подъема, например А или В, может создаваться возле долота 50 стабилизатором в положении Р. При осевом перемещении стабилизатора 60 из Р в Р' отклонение возле долота 50 может

- 6 028646 увеличиваться от А до А' или от В до В'. Стабилизатор, имеющий регулировку в осевом и радиальном направлениях, может значительно расширять диапазон регулирования по направлению, в результате чего будет уменьшаться время, необходимое для преобразования компоновки 22 низа бурильной колонны к другой конфигурации. В некоторых вариантах осуществления стабилизатор может быть выполнен подвижным в осевом направлении. Выбором положения и регулированием второго стабилизатора 62 придается дополнительная гибкость при регулировании компоновки 22 низа бурильной колонны с получением заданного изгиба компоновки 22 низа бурильной колонны для достижения заданной кривизны и направления ствола скважины. Сам по себе второй стабилизатор 62 может обладать теми же функциональными возможностями, что и первый стабилизатор 60. Хотя рассмотрение сделано для двух измерений, соответствующим регулированием лопастей стабилизаторов можно также обеспечивать поворот компоновки 22 низа бурильной колонны в трех измерениях.

Теперь обратимся к фиг. 3, на которой согласно аспектам настоящего раскрытия показана типичная система мониторинга и анализа бурового раствора, в целом обозначенная позицией 100. Как изложено более подробно ниже, система 100 мониторинга может выполнять операции мониторинга, измерения, анализа или иным путем определения одной или нескольких характеристик бурового раствора, в том числе растворов для заканчивания скважины, жидкостей для освобождения прихваченной колонны и т.д. Для эффективного гидравлического моделирования и осуществления очистки ствола некоторые из наиболее важных свойств бурового раствора включают в себя, отдельно или совместно, но без ограничения ими, вязкость и плотность при известной температуре, вид основной жидкости (например, вода, минерализованная нефть), водонефтяной фактор, соленость водной фазы, средний удельный вес (СУВ) твердых частиц и объемный процент твердых частиц. Другие свойства бурового раствора могут включать в себя температуру бурового раствора, проходящего вниз в ствол и возвращающегося по линии возврата. В некоторых вариантах осуществления идеалом может быть измерение вязкости бурового раствора при ряде повышенных температур и давлений, которые характеризуют условия в скважине на нескольких различных глубинах. Кроме того, желательно осуществлять мониторинг окружающий условий на поверхности. Дополнительные характеристики, которые можно измерять и/или непрерывно контролировать, включают в себя, например, содержание хлоридов, концентрацию карбонатов, кислотность (рН), плотность при повышенном давлении (баланс бурового раствора под давлением), щелочность, объем фильтрата, содержание песка, концентрация сульфидов, результат ретортного анализа и т.д.

Пробу раствора можно отбирать с любого удобного места в системе бурения. Например, в показанном варианте осуществления проба отбирается из рабочего резервуара 112 для бурового раствора (или из емкости для бурового раствора), откуда буровой раствор 114 перемещается, например, буровым насосом 34 (фиг. 1) в скважину, такую как буровая скважина 26, показанная на фиг. 1. Следует понимать, что пробы раствора можно отбирать на одном или нескольких дополнительных/альтернативных местах в системе бурения без отступления от предполагаемого объема настоящего раскрытия. Для предотвращения осаждения твердых частиц, уносимых в буровом растворе, в резервуаре 112 для бурового раствора может осуществляться перемешивание или встряхивание, например, системой перемешивания, которая в данном случае представлена одной или несколькими лопастями 116, которые приводятся в действие редукторным двигателем 118, установленном на верхней части емкости 112 для бурового раствора. В качестве не имеющего ограничительного характера примера ряд мешалок бурового раствора можно получить от Пуиаш1х Адйа1ог8 1пс. из Ричмонда, Британская Колумбия, Канада.

Каналы 120 и 122 впуска пробы и выпуска пробы, соответственно, включают в себя отверстия, расположенные ниже поверхности бурового раствора, но достаточно далеко от дна резервуара 112 для бурового раствора, чтобы избежать твердых частиц, которые по своей природе накапливаются на дне резервуара 112. Каналы 120, 122 впуска и выпуска (в этой заявке также называемые соответственно впускным и выпускным каналами или первым и вторым обратимыми каналами раствора) могут быть временно или на постоянной основе прикреплены к резервуару 112 для бурового раствора для исключения случайного соприкосновения с мешалкой. В некоторых используемых по желанию конфигурациях система 100 мониторинга включает в себя многочисленные впускные и/или выпускные каналы 120, 122, которые могут быть распределены способом, аналогичным показанному на фиг. 3, или в качестве варианта могут находиться в соединении по текучей среде с другими секциями резервуара 112 для бурового раствора или другими частями системы бурения.

Согласно некоторым вариантам осуществления каждый из каналов 120, 122 включает в себя соответствующий фильтр 124 и 126, выполненный с возможностью предотвращения попадания в систему 100 мониторинга крупных твердых частиц (например, твердых частиц с главным размером приблизительно 0,5 мм или больше, или же 0,8 мм или больше согласно некоторым вариантам осуществления). В качестве не создающего ограничения примера первый и второй фильтры 124, 126 могут включать в себя каркасно-проволочные фильтры 123 и 127, соответственно, такие как треугольные проволочные фильтры, показанные на фиг. 3. Например, в этой конструкции каждый фильтрующий слой может быть выполнен из разнесенных на определенные расстояния проволочек (например, разнесенных приблизительно на 0,8 мм), которые намотаны на одну или несколько поддерживающих (или реберных) проволочек и приварены к ним с образованием одинаковых отверстий. Внешние проволочки можно располагать так, чтобы

- 7 028646 внешняя поверхность проволочки образовывала гладкую цилиндрическую сетку на реберных проволочках. Согласно по меньшей мере некоторым вариантам осуществления желательно, чтобы намотанные проволочки были достаточно прочными для противостояния внутренним и/или внешним рабочим давлениям, обычно по меньшей мере приблизительно 14 фунт/дюйм² (96,6 кПа), а в некоторых вариантах осуществления приблизительно 12-16 фунт/дюйм² (82,7-110,3 кПа), на стороне впуска и по меньшей мере приблизительно 100 фунт/дюйм² (689 кПа), а в некоторых вариантах осуществления приблизительно 85-115 фунт/дюйм² (586-793 кПа), на стороне выпуска. Надлежащие крышки 125 и 129 на верхних и/или нижних концах цилиндрической сетки 123, 127, соответственно, расположены для предотвращения прохождения твердых частиц через сетки 123, 127, а в некоторых вариантах осуществления предусмотрены точки крепления жидкостных трубопроводов (например, эксплуатационной колонны). Втекание внутрь каждой цилиндрической сетки 123, 127 и вытекание из нее осуществляются через отверстия в проволочных сетках. Альтернативные конфигурации могут включать в себя фильтры других конструкций (например, фильтры с другими поверхностями и другой глубины) или проволочные сетки с иными формами и структурами.

Во время нормальной работы твердые частицы с течением времени будут накапливаться на поверхности фильтра, используемого на впуске (например, первого фильтра 124), частично закупоривая канал впуска протекающего раствора, который является каналом 120 впуска в варианте осуществления из фиг. 3. Для минимизации или же предотвращения явления этого вида система 100 мониторинга может работать с переключением к одному или нескольким новым впускным каналам. Например, в показанном варианте осуществления клапан 130, который управляется главным модулем 132, который соединяет по текучей среде впускной и выпускной каналы 120, 122 с растворным насосом 134. Растворный насос 134 выполнен с возможностью извлечения бурового раствора 114 и перемещения его в системе 100 анализа раствора. В показанном варианте осуществления использован диафрагменный насос с пневматическим приводом; однако также можно использовать другие механизмы насосов. Например, в предполагаемом применении диафрагменные насосы обладают преимуществом, поскольку давление потока ограничено давлением подачи 136 воздуха (например, 100 фунт/дюйм² (698 кПа)), и диафрагменные насосы могут транспортировать растворы, увлекающие относительно большие твердые частицы. Для ограничения падения давления всасывания насос 134 можно располагать как можно ближе к впускному и выпускному каналам 120, 122.

Клапан 130 избирательно выполняет операции переключения направления потока бурового раствора в систему 100 мониторинга и из нее. Например, в показанном варианте осуществления каждый из каналов 120, 122 раствора является реверсируемым, т.е., выполненным с возможностью переключения из первого впускного состояния во второе выпускное состояние и обратно. Во впускном состоянии каждый канал 120, 122 выполнен с возможностью впуска пробы/потока бурового раствора 114. С другой стороны, в выпускном состоянии каждый канал 120, 122 выполнен с возможностью удаления пробы/потока бурового раствора 114 из системы 100 мониторинга. В по меньшей мере этих вариантах осуществления с только двумя каналами желательно, чтобы только один из каналов 120, 122 находился в состоянии впуска/выпуска в любой данный момент времени. Клапан 130 выполнен с возможностью управления соответствующими состояниями реверсируемых каналов 120, 122 раствора. Как показано, клапан 130 включает в себя клапанный узел реверсирования потока, который может иметь различные формы, в том числе пробковых клапанов, шаровых клапанов, шланговых пережимных клапанов и т.д. Проще говоря, клапан 130 изменяет присоединение любого одного из каналов 120, 122 ниже по потоку относительно насоса 134 для извлечения раствора 114 в систему 100 и присоединение любого одного из каналов 120, 122 выше по потоку относительно насоса 134 для удаления раствора 114 из системы 100. При этом впускной канал 120 может быть преобразован в выпускной канал и обратно, тогда как выпускной канал 122 преобразован во впускной канал и обратно. Поток бурового раствора 114 выходит из канала 120, 122 через соответствующий фильтр 124, 126, сам по себе или в сочетании с перемешиванием в резервуаре 112 для бурового раствора (например, посредством лопастей 116), гладкую поверхность внешней стороны цилиндрической сетки 123, 127 и/или выбросы сжатого воздуха в обратный поток из очищающего или пневматического устройства, такого как специализированная форсунка 138, выполняющая операции очистки поверхности сетки фильтра. Регулярное переключение направления потока бурового раствора 114 через систему 100 мониторинга предотвращает наращивание большого количества твердых частиц на месте ограничения потока. Переключение может быть периодическим и/или может происходить в ответ на падение давления потока.

В некоторых реализациях система 100 мониторинга включает в себя одно или несколько кондиционирующих устройств, каждое из которых выполнено с возможностью изменения (и измерения согласно некоторым вариантам осуществления) по меньшей мере одного свойства бурового раствора 114. В качестве не создающего ограничения примера кондиционирующий температуру теплообменник 140 включен в систему 100 из фиг. 3. Теплообменник 140 выполнен с возможностью изменения температуры на впуске пробы/потока бурового раствора 114, отбираемой в систему 100 анализа раствора. Как показано, теплообменник 140 расположен выше по потоку относительно насоса 134 в потоке бурового раствора 114 после выпуска из насоса 134. По желанию или в качестве варианта кондиционирующее устройство 140

- 8 028646 может включать в себя другие кондиционирующие элементы, такие как создающее повышенное давление устройство (например, насос высокого давления для минимизации любых увлекаемых пузырьков или газовых эффектов), выполненное с возможностью повышения давления на впуске бурового раствора 114, отбираемого в систему 100 анализа раствора. Другие используемые по желанию конфигурации могут включать в себя кондиционирующее устройство, выполненное с возможностью разбавления и/или перемешивания пробы раствора. В некоторых реализациях необходимо кондиционировать отбираемый буровой раствор 114 до анализа, поскольку в технических условиях на испытание может быть требование нахождения пробы при конкретной температуре и/или давлении во время выполнения измерений, например, вязкости или плотности. Во многих различных ситуациях бурения буровой раствор 114 в резервуаре 112 для бурового раствора может быть слишком горячим или слишком холодным, не удовлетворяющим требованиям технических условий на испытания; без кондиционирующего устройства (устройств) значительное количество времени будет затрачиваться на ожидание достижения естественным путем необходимой температуры измерения в измерительном модуле.

После выхода из используемого по желанию кондиционирующего устройства (устройств) проба бурового раствора 114 втекает в один или несколько измерительных модулей, которые представлены на фиг. 3 как первый, второй и Ν-й модули 142, 144 и 146 соответственно. Хотя показаны три измерительных модуля 142, 144, 146 (четыре с учетом главного модуля 132), в систему 100 мониторинга можно включать любое количество модулей. Главный модуль 132 и измерительные модули 142, 144, 146 находятся в соединении по текучей среде с насосом 134, а в некоторых, используемых по желанию конфигурациях с кондиционирующим устройством 140 для приема из него бурового раствора 114. На фиг. 3 главный и измерительные модули 132, 142, 144, 146 показаны присоединенными параллельно; однако предполагается, что один или несколько модулей могут быть присоединены последовательно. Каждый из измерительных модулей 142, 114, 146 (и главный модуль 132 в некоторых вариантах осуществления) выполнен с возможностью измерения, мониторинга, анализа или же определения по меньшей мере одной характеристики принимаемого бурового раствора 114. Каждый из модулей 132, 142, 144, 146 из фиг. 3 находится в соединении по текучей среде с линией 150 подачи и линией 152 возврата. В некоторых реализациях непрерывный или по существу непрерывный поток бурового раствора 114 прокачивается мимо модулей 142, 144, 146 по обходной линии 148 в главный модуль 132 и обратно в источник пробы (например, резервуар 112 для бурового раствора) через клапан 130. При некоторых применениях весь поток пробы или часть его может проходить через конкретный модуль 142, 144, 146 или через объединение их. В модулях 132, 142, 144, 146 могут выполняться измерения, для которых требуется, чтобы буровой раствор 114 был подогрет, находился под давлением, разбавлен или иным образом кондиционирован до выполнения измерений. Это можно рассматривать как периодический процесс, во время которого проба извлекается, кондиционируется, измеряется и удаляется. При необходимости этот цикл можно повторять. В некоторых конфигурациях проба, использованная для исследования, может не возвращаться в систему раствора, а может направляться в контейнер для отходов. Например, в случае, если для исследования требуется сильное разбавление или специальные химические вещества, то пробу целесообразно удалять в отходы.

В вариантах исследования, когда измерение может выполняться, например, в окружающих условиях пробы, проба раствора может протекать через один или последовательно через несколько модулей 142, 144, 146. Для пояснения, а не для ограничения, последовательные соединения измерительных модулей 142, 144, 146 обычно в наибольшей степени пригодны, когда буровой раствор 114 не изменяется при измерении, например отсутствуют значительное падение давления, разбавление или загрязнение, вызываемые прохождением бурового раствора 114 через измерительные модули 142, 144, 146. Примером такого измерения является измерение плотности окружающей среды в модуле измерения в реальном времени плотности и вязкости (РВПВ), который будет дополнительно раскрыт ниже.

Систему 100 мониторинга можно располагать на участках, с большой вероятностью подверженных воздействию воспламеняющихся газов и флюидов. Поэтому каждый из модулей 132, 142, 144, 146 может включать в себя систему защиты и/или подходящий корпус 153, 154, 156 и 158, соответственно, для обеспечения работы в воспламеняющейся атмосфере и для защиты от воздействия воспламеняющихся элементов. Защита от воспламеняющейся атмосферы может обеспечиваться корпусом, продуваемым воздухом и/или азотом, или взрывобезопасным корпусом, разработанным в соответствии с принятыми в отрасли стандартами для таких потенциальных опасностей. Некоторые такие стандарты можно получить из таких организаций, как национальная ассоциация пожарной безопасности (НАПБ), США, и классификационное общество Эе! Ыогзке Уегйаз (ΌΝν), Норвегия. Для продуваемого корпуса можно использовать контейнер из металлического листа, который включает в себя смотровую дверцу с уплотнениями. Стандартизированные контейнеры этого вида можно получить от национальной ассоциации производителей электротехнической промышленности (НАПЭП). В качестве не создающего ограничения примера корпусом может быть корпус класса Аедтапн 88Ν4362012, корпус 304 из нержавеющей стали типа 4Х согласно стандарту национальной ассоциации производителей электротехнической промышленности, с высотой приблизительно 36 дюймов (91 см), шириной приблизительно 30 дюймов (76 см) и глубиной приблизительно 12 дюймов (30 см).

- 9 028646

Согласно некоторым вариантам осуществления каждый модуль 132, 142, 144, 146 снабжается чистым воздухом под давлением по меньшей мере приблизительно 100 фунт/дюйм² (689 кПа) и приблизительно 90-110 фунт/дюйм² (620-758 кПа) в некоторых вариантах осуществления, из общего устройства 136 подачи воздуха. Кроме того, каждый корпус 153, 154, 156 и 158 может включать в себя патрубки, по которым при необходимости подается вода под давлением или углеводородная основа бурового раствора. Источник 160 электропитания может снабжать каждый модуль 132, 142, 144, 146 электрической энергией в соответствии с конкретными требованиями. Кроме того, каждый модуль 132, 142, 144, 146 может быть снабжен средством 161, 162, 164 и 166, соответственно, цифровой связи. Обычно это средство включает в себя проводное или беспроводное соединение через локальную сеть. Альтернативные средства связи также предполагаются. Могут использоваться несколько последовательных и параллельных протоколов связи. Примером может быть стандарт последовательной передачи К8-485. При осуществлении связи в опасной окружающей среде, такой как описанная выше, может быть желательно, чтобы устройства 161, 162, 164, 166 связи также соответствовали нормам безопасности в опасной окружающей среде.

Одним из ключевых факторов, влияющих на надежность модулей, является поддержание чистым пути потока пробы. Поэтому каждый из модулей 132, 142, 144, 146 может быть снабжен отверстием 165, 168, 170 и 172 для нагнетания воздуха, соответственно, для ввода сжатого воздуха в каналы модуля, предназначенные для протекания бурового раствора, и тем самым очистки их. Нагнетанием воздуха обеспечивается перемешивание с интенсивной турбулентностью, которое способствует повторному суспендированию осажденных твердых частиц и перемещению их в линию 152 возврата пробы. Кроме того, воздух совместим с буровыми растворами большинства типов и не образует отложений, которые закупоривают установку. Автоматическое и/или ручное нагнетание воздуха также можно использовать для выдувания бурового раствора и осажденных твердых частиц из модулей 132, 142, 144, 146 во время обычной автоматической работы, перед прекращением работы на длительное время и/или между заменами бурового раствора на буровой раствор другого типа. При необходимости за нагнетанием воздуха может следовать циркуляция подходящей очищающей жидкости через всю систему 100, осуществляемая насосом 134 системы. Этот процесс можно выполнять вручную или автоматически. Каждый нагнетатель 168, 170, 172 воздуха может быть защищен избыточным обратным контрольным клапаном и/или другим средством для предотвращения втекания бурового раствора 114 в устройство 136 подачи воздуха, если давление подачи воздуха падает ниже давления пробы.

Главный модуль 132 включает в себя один или несколько контроллеров 174, таких как еКЮ-9012 от №1юпа1 ОШгитспЦ. для управления клапаном 130, насосом 134 и измерительными модулями 142, 144, 146. Контроллер (контроллеры) может выполнять операции по обеспечению дополнительных функций. Например, сложные алгоритмы, такие как формулы Г ершеля-Балкли для моделирования реологии, могут сохраняться в запоминающем устройстве 176 и реализовываться контроллером (контроллерами); затем результаты могут быть переданы, например, по кабелю или по радио пользователю с помощью пользовательского интерфейса или сервера 178 основных данных, такого как персональное вычислительное устройство, или другой системы с, например, дисплеем, сервером, громкоговорителем и т.д. Данные измерений из модулей 132, 142, 144, 146 могут состоять из многочисленных переменных с одного измерительного прибора, а также многочисленных переменных с многочисленных измерительных приборов, одной переменной с измерительного прибора и т.д. Измерения, такие как время, температура, напряжение сдвига, напряжение пробоя и т.д., представляются на обычном расширенном языке разметки, таком как ХМЬ, который позволяет легко передавать данные пользователям, находящимся на буровой установке или на удаленных местах, таких как центр обработки в реальном времени (ЦОРВ). Кроме того, компьютер обеспечивает дальнейшее преобразование ХЬМ-передачи на другие языки в соответствии с новейшим стандартом передачи данных со скважины в процессе бурения. Этим обеспечивается прямой обмен данными с сервером протокола передачи данных со скважины в процессе бурения, что позволяет параллельно передавать данные с измерительного прибора в систему регистрации.

На каждый из модулей 132, 142, 144, 146 могут быть возложены функции аварийной сигнализации и представления сообщений о неисправностях. Работа источника 160 электропитания и устройства 136 подачи воздуха иногда может временно прекращаться. В качестве используемой по желанию защитной меры один или несколько из модулей 132, 142, 144, 146 могут быть снабжены датчиками 179, 180, 182 и 184 обнаружения отказа, соответственно, выполненными с возможностью обнаружения проявления неисправности (например, случайного прекращения электропитания), а в некоторых вариантах осуществления (например, при использовании главного модуля 132) безопасного прекращения работы системы 100 мониторинга способом, при котором обеспечивается защита программного обеспечения системы. В соответствующих случаях, когда прерванная работа возобновляется, для минимизации потери данных работа одного или нескольких из модулей 132, 142, 144, 146 может повторно начинаться самостоятельно без вмешательства пользователя. Когда нарушается внешняя связь, данные сохраняются (например, в запоминающем устройстве 176) для последующей передачи или извлечения. В некоторых вариантах осуществления один или несколько из модулей 132, 142, 144, 146 выполнены с возможностью измерения характеристики бурового раствора при повышенных температурах и давлениях.

- 10 028646

Что касается по-прежнему фиг. 3, то главный модуль 132 может быть сконфигурирован для измерения реологии (например, вязкости, скорости сдвига) и плотности (кг/м³) пробы бурового раствора 114 в дополнение к регулированию протекания пробы через систему 100 мониторинга. Кроме того, главный модуль 132 регулирует протекание воздуха к диафрагменному насосу 134 и/или к клапану 130 реверсирования потока. В некоторых вариантах осуществления главный модуль 132 обеспечивает сквозное протекание непрерывного потока пробы раствора и может избирательно отводить или иным образом распределять раствор к другим модулям 142, 144, 146. Для создания давления, достаточного для находящихся выше по потоку измерительных модулей, при необходимости поток (например, по обходному пути 148) может быть приостановлен в главном модуле 132. Этим можно повышать давление в линии 150 подачи пробы почти до давления подачи воздуха диафрагменным насосом, например, до около 80 фунт/дюйм² (552 кПа). Этим создается давление, достаточное для продвижения отбираемого бурового раствора 114 в измерительный модуль 142, 144, 146, нуждающийся в пробе.

Согласно некоторым вариантам осуществления главный модуль 132 представляет собой устройство измерения в реальном времени плотности и вязкости (РВПВ), в целом обозначенное позицией 232 на фиг. 4 и 5, которое можно получить от НаШЪийоп, которое является полностью автоматизированным измерительным блоком, предназначенным для измерения плотности и реологических свойств бурового раствора в соответствии со стандартами Американского нефтяного института. Блок предназначен для установки (например, установки на салазки или на стенку) на месте расположения буровой установки и непрерывного (или периодического) снабжения буровым раствором из системы подачи пробы. Измерения могут выполняться с частотой 1 тест каждые 20 мин, а данные могут собираться в базу данных ΙΝδΙΤΕ® службы Бреггу ЭпИтд §егу1ее8 и устройство по управлению данными, которые также можно получить от НаШЪийоп. Система позволяет сортировать данные по индивидуальным требованиям заказчика и визуально отображать через посредство ΙΝδΙΤΕ®. Как видно на фиг. 4, буровой раствор входит в устройство 232 измерения в реальном времени плотности и вязкости через патрубок 210 и протекает по внутренним растворным трубам 216 (например, по системе труб из нержавеющей стали) к пневматическому двухходовому впускному клапану 218. Впускной клапан 218 обычно находится в открытом положении, что позволяет пробе раствора 214 протекать в другие секции системы 216 труб. Закрывание впускного клапана 218 обычно производится при использовании многочисленных измерительных модулей (например, измерительных модулей 142, 144, 146 из фиг. 3), и для многочисленных модулей предоставляется общая линия подачи раствора (например, линия 150 подачи). При закрывании впускного клапана 218 фактически прекращается проникновение потока бурового раствора 214 в устройство 232 измерения в реальном времени плотности и вязкости и весь поток раствора 214 принудительно направляется к предыдущим модулям по линии подачи.

При нормальных условиях протекания отбираемый буровой раствор 214 протекает через впускной клапан 218 и блокируется прохождение его на участок контура 220 вязкости потока устройства 232 измерения в реальном времени плотности и вязкости через пневматический двухходовый промежуточный клапан 222. Клапан 222 обычно закрыт. При этом отбираемый буровой раствор 214 отводится в секцию системы труб, содержащую преобразователь 226 плотности, который может быть выполнен в виде датчика плотности Ь-Эепз 427 с точностью по меньшей мере приблизительно 1х10^-4 г/см³, который можно получить от Αηΐοη Рааг. После выполнения измерений преобразователем 226 плотности проба раствора 214 в конечном счете выходит из устройства 232 измерения в реальном времени плотности и вязкости по патрубку 212 в линию возврата потока (например, линию 152 возврата из фиг. 3). В частности, поток раствора 214 продолжает проходить мимо преобразователя 226 плотности и входит в пневматический трехходовой выпускной клапан 224. Клапан 224 обычно расположен так, что раствор в контуре 220 вязкости потока блокируется и обеспечивается возможность прохождения потока раствора для контура 230 плотности потока через выпускной клапан 224 и выхода из устройства 232 измерения в реальном времени плотности и вязкости по патрубку 212 выхода раствора.

В некоторых вариантах осуществления используемый по желанию дросселируемый обходной канал вокруг преобразователя 226 плотности позволяет (основной) части потока обходить преобразователь, в результате чего минимизируются физический износ преобразователя и падение давления на преобразователе 226 плотности. Когда поток протекает через преобразователь 226 плотности, выполняются измерения плотности и температуры пробы бурового раствора 214, а данные регистрируются в устройстве 232 измерения в реальном времени плотности и вязкости, например, с помощью контроллера 174 и запоминающего устройства 176. При такой работе измерения плотности обычно выполняются при температуре пробы, подаваемой системой подачи. В используемой по желанию реализации преобразователь 226 плотности может быть расположен в контуре 220 вязкости потока, в котором можно использовать периодический процесс подогрева и повышения давления пробы раствора 214 в соответствии с заданными условиями. В случае измерений плотности при давлениях выше окружающего давления погрешность измерений может уменьшаться вследствие захвата пузырьков газа в пробе. В некоторых случаях может оказаться желательным расположение преобразователей плотности на двух местах.

Теперь обратимся к фиг. 5, в соответствии с которой для выполнения измерений реологии поток

- 11 028646 пробы бурового раствора 214 отводится от контура 320 плотности потока во вторичный контур системы труб, который может быть изолированным и находящимся под повышенным давлением. Этот вторичный контур считается контуром 220 вязкости потока и включает в себя вискозиметр 228, который может быть выполнен в виде модифицированного встроенного вискозиметра ТТ-100, который можно получить от Втоокйе1б Епдшеегтд ЬаЪогаФпек, 1пс. Дополнительная информация относительно работы и упомянутых выше модификаций вискозиметра Втоокйе1б ТТ-100 представлена, например, КоЪей МшрНу и Эа1е 1аш18оп в УйсотеЮг тобШсабопз Ю ипргоуе ассигасу апб ретГоттапсе ίη теа1-бте йе1б аррйсабопз, источник полностью включен в эту заявку путем ссылки. Отвод пробы раствора 214 в этот контур 220 вязкости потока осуществляется путем приведения промежуточного клапана 222 в открытое положение, видимое на фиг. 5, что позволяет раствору протекать через него. Параллельно с этим трехходовой выпускной клапан 224 пневматически приводится в такое положение, что поток из контура 230 плотности потока отводится и поток раствора из контура 220 вязкости потока получает возможность войти в выпускной клапан 224 и выйти из устройства 232 измерения в реальном времени плотности и вязкости по патрубку 212 выхода раствора. Когда проба бурового раствора 214 протекает по контуру 220 вязкости потока, измерительная камера 229 вискозиметра 228 заполняется свежей пробой бурового раствора 214. По желанию заранее заданный или задаваемый пользователем период времени, в течение которого раствор 214 отводится через контур 220 вязкости потока, может вводиться и/или корректироваться с помощью компьютерный интерфейса (непоказанного) устройства измерения в реальном времени плотности и вязкости. В, по меньшей мере, некоторых вариантах осуществления по прошествии задаваемого пользователем времени для протекания раствора 214 через контур 220 вязкости потока происходит изменение направления протекания раствора 214 на обратное в контур 320 плотности потока.

После того как поток раствора 214 направлен обратно в контур 230 плотности потока, отбираемый буровой раствор 214, который остается в измерительной камере 229, фактически изолируется в контуре 220 вязкости потока. Затем давление в измерительной камере 229 с пробой раствора 214 повышается (например, выше чем приблизительно 80 фунт/дюйм² (552 кПа)) для слияния любых увлекаемых пузырьков воздуха, которые могут присутствовать в пробе. После этого находящаяся под давлением проба может быть перемешана в измерительной камере 29, при этом температура пробы регулируется до значения, задаваемого пользователем (например, приблизительно до 120-150°Р (49-66°С)). Подогрев пробы раствора 214 можно осуществлять при использовании двойных патронных нагревателей 234 мощностью 100 Вт, которые находятся в алюминиевом блоке. Алюминиевый блок можно помещать под измерительную камеру и обеспечивать передачу теплоты от патронных нагревателей 234 к измерительной камере 229. Подогревом измерительной камеры 229 обеспечивается передача теплоты к пробе раствора 214. После достижения заранее заданной или задаваемой пользователем температуры пробы раствора выполняется измерение напряжение сдвига раствора, например, при шести (6) различных точках числа оборотов. Стандартные точки числа оборотов определены Американским нефтяным институтом (АНИ) как 600, 300, 200, 100, 6 и 3 оборота в минуту. Поскольку геометрия измерения реометра с концентрическими цилиндрами Американского нефтяного института отличается от геометрии измерения, которая используется в вискозиметре Втоокйе1б ТТ-100, фактические измерения числа оборотов в минуту можно корректировать, чтобы создавать эквивалентную скорость сдвига.

После выполнения одного или нескольких измерений реологии путь потока раствора опять отводится от контура 230 плотности потока в контур 220 вязкости потока. Выброс сжатого воздуха из пневматической системы 236 может нагнетаться в измерительную камеру 229, например в течение 1-5 с, для содействия удалению пробы 214 и освобождения пробы 214 от любых скоплений твердых частиц. При вводе свежей пробы в контур 220 вязкости потока из измерительной камеры 229 удаляется предшествующая проба раствора. После заполнения вискозиметра 228 новой пробой бурового раствора 214 описанный выше процесс может повторяться.

Измерительные модули 142, 144, 146, каждый в отдельности или совместно, могут иметь различные форматы, конструкции и конфигурации, обеспечивающие измерение одной или нескольких из большого количества характеристик раствора. В качестве не создающего ограничения примера первый измерительный модуль 142 может быть измерительным модулем прибора для измерения в реальном времени стабильности эмульсии (ПИРВСЭ), который измеряет электрическую стабильность бурового раствора. Дополнительную информацию относительно примерных конфигураций и работы модулей прибора для измерения в реальном времени стабильности эмульсии можно найти в патентах США №6905535 В2 (КоЪей I. МшрНу, 1т. е! а1.), 7701229 В2 (КоЪей I. МшрНу, 1т. е! а1.) и 7830161 В2 (КоЪей I. МшрНу), каждый из которых полностью включен в эту заявку путем ссылки. Модуль прибора для измерения в реальном времени стабильности эмульсии обеспечивает получение повторяемых и точных измерений электрической стабильности. В зависимости, например, от количества видов выполняемых измерений интервалы между измерениями могут составлять, например, около 3-6 мин. В качестве некоторых, не создающих ограничения примеров результаты могут включать в себя анализ формы волны тока при энергии пробоя, соответствующей электрической стабильности, и отсроченный анализ измерений.

В другом примере второй измерительный модуль 144 может быть выполнен в виде модуля измерения в реальном времени фильтрата (РВФ) бурового раствора. Дополнительную информацию относи- 12 028646 тельно примерной конфигурации и работы модуля измерения в реальном времени фильтрата бурового раствора можно найти в патенте США № 7721612 В2 (Иа1е Е. 1аш18ои), который полностью включен в эту заявку путем ссылки. Модуль измерения в реальном времени фильтрата бурового раствора может измерять потери раствора, струйные потери раствора и/или свойства толщи фильтрационной корки бурового раствора. Измерения могут выполняться с использованием по выбору керамического фильтрующего материала и/или бумажного материала. Интервалы измерений можно изменять от около 2 до около 4 ч. Более протяженные интервалы обычно обусловлены временем, необходимым для подогрева и охлаждения.

Другие варианты измерительных модулей включают в себя модули ретортных измерений в реальном времени (РИРВ), которые измеряют процентное содержание нефти, воды и/или твердых частиц в буровом растворе, и модули распределения частиц по размерам, которые измеряют размеры и относительные количества различных частиц в пробе бурового раствора. Измерения размера частиц обычно ограничены частицами больше одного микрометра и меньше чем около 1000 мкм. Главный модуль 132 может быть (в некоторых вариантах осуществления это предпочтительно) измерительным модулем, который выполнен аналогично одному или нескольким из измерительных модулей 142, 144, 146.

Процедуры и оборудование для измерения свойств бурового раствора специфицированы Американским нефтяным институтом (АНИ) и различными другими организациями. Два примера нормативных документов АНИ включают в себя ΑΡΙ КР 13-В1, Практические рекомендации по тестированию в полевых условиях буровых растворов на водной основе, и КР 13В-2, Практические рекомендации по тестированию в полевых условиях буровых растворов на нефтяной основе, оба документа полностью включены в эту заявку путем ссылки. Для легкого интегрирования документов в существующие способы работ желательно, чтобы автоматические измерения свойств близко имитировали ручные способы измерений. Во многих случаях для этого требуется контроль температурных условий и режима давления при выполнении измерений. Например, реологию бурового раствора обычно измеряют при 120°Р (49°С) в случае растворов на водной основе и 150°Р (66°С) в случае растворов на нефтяной основе.

Хотя были показаны и описаны конкретные варианты осуществления и применения настоящего раскрытия, должно быть понятно, что настоящее раскрытие не ограничено точными конструкциями и составами, раскрытыми в этой заявке, и что различные модификации, изменения и варианты могут быть выявлены на основании приведенного выше описания без отступления от сущности и объема изобретения, определенного в прилагаемой формуле изобретения.

Claims

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

1. Система анализа раствора для определения по меньшей мере одной характеристики бурового раствора в реальном времени, при этом система анализа раствора содержит насос;

первый и второй каналы для впуска/выпуска раствора в систему анализа раствора; многоходовый клапан, соединяющий по потоку первый и второй каналы впуска/выпуска раствора с насосом, при этом клапан задает два состояния, причем в первом состоянии первый и второй каналы находятся в состоянии впуска раствора в систему анализа раствора, а во втором состоянии первый и второй каналы находятся в состоянии выпуска раствора из системы анализа раствора; и по меньшей мере один измерительный модуль, по потоку соединенный с насосом для приема бурового раствора от него, при этом по меньшей мере один измерительный модуль выполнен с возможностью определения по меньшей мере одной характеристики принимаемого бурового раствора.
2. Система анализа раствора по п.1, дополнительно содержащая первый фильтр, по потоку соединенный с первым реверсируемым каналом раствора, и второй фильтр, по потоку соединенный со вторым реверсируемым каналом раствора.
3. Система анализа раствора по п.2, в которой каждый из фильтров включает в себя проволочный фильтр, выполненный с возможностью предотвращения вхождения твердых частиц заранее заданного размера в систему анализа раствора.
4. Система анализа флюида по п.2 или 3, в которой каждый из фильтров выполнен с возможностью противостояния давлению по меньшей мере приблизительно 14 фунт/дюйм² (96,5 кПа), когда соответствующий реверсируемый канал раствора находится в первом состоянии, и давлению по меньшей мере приблизительно 100 фунт/дюйм² (689 кПа), когда соответствующий реверсируемый канал раствора находится во втором состоянии.
5. Система анализа раствора по любому предшествующему пункту, дополнительно содержащая пневматическое устройство, выполненное с возможностью ввода сжатого воздуха в удаляемый буровой раствор.
6. Система анализа раствора по любому предшествующему пункту, дополнительно содержащая кондиционирующее устройство, выполненное с возможностью изменения по меньшей мере одного свойства бурового раствора до подачи раствора в по меньшей мере один измерительный модуль.
7. Система анализа раствора по п.6, в которой кондиционирующее устройство включает в себя теп- 13 028646 лообменник, выполненный с возможностью изменения измеряемой температуры бурового раствора.
8. Система анализа раствора по п.6 или 7, в которой кондиционирующее устройство включает в себя повышающее давление устройство, выполненное с возможностью изменения измеряемого давления бурового раствора.
9. Система анализа раствора по любому предшествующему пункту, в которой по меньшей мере один измерительный модуль включает в себя корпус, выполненный с возможностью обеспечения работы по меньшей мере одного измерительного модуля в окружающих средах с воспламеняемыми элементами.
10. Система анализа раствора по любому предшествующему пункту, в которой по меньшей мере один измерительный модуль дополнительно выполнен с возможностью генерации сигнала, показывающего по меньшей мере одну характеристику принимаемого бурового раствора, при этом по меньшей мере один измерительный модуль включает в себя устройство связи для передачи сигнала.
11. Система анализа раствора по любому предшествующему пункту, в которой по меньшей мере один измерительный модуль включает в себя отверстие для нагнетания воздуха, выполненное с возможностью ввода сжатого воздуха в буровой раствор.
12. Система анализа раствора по любому предшествующему пункту, в которой по меньшей мере один измерительный модуль включает в себя датчик обнаружения неисправности, выполненный с возможностью обнаружения появления события неисправности и выдачи сигнала, указывающего на него.
13. Система анализа раствора по любому предшествующему пункту, в которой клапан включает в себя клапан реверсирования потока, избирательно работающий для переключения направления протекания бурового раствора по первому и второму реверсируемым каналам раствора.
14. Система анализа раствора по любому предшествующему пункту, дополнительно содержащая контроллер, в рабочем состоянии подключенный к клапану и насосу и сконфигурированный для управления ими.
15. Система анализа раствора для определения одной или нескольких характеристик бурового раствора в реальном времени, при этом система анализа раствора содержит насос, выполненный с возможностью перемещения бурового раствора через систему анализа; первый и второй каналы впуска/выпуска раствора;

первый фильтр, по потоку соединенный с первым реверсируемым каналом раствора; второй фильтр, по потоку соединенный со вторым реверсируемым каналом раствора; многоходовый клапан, по потоку соединяющий первый и второй каналы впуска/выпуска раствора с насосом, при этом клапан задает два состояния, причем в первом состоянии первый и второй каналы находятся в состоянии впуска раствора в систему анализа раствора, а во втором состоянии первый и второй каналы находятся в состоянии выпуска раствора из системы анализа раствора; и контроллер, в рабочем состоянии подключенный к клапану реверсирования потока и насосу и сконфигурированный для управления ими; и множество измерительных модулей, по потоку соединенных с насосом и клапаном реверсирования потока, при этом каждый из измерительных модулей выполнен с возможностью измерения соответствующей характеристики бурового раствора и выдачи сигнала, показывающего ее.
16. Способ работы системы анализа бурового раствора по п.1 в реальном времени, при этом способ содержит этапы, на которых отбирают пробу бурового раствора в систему анализа через первый реверсируемый канал раствора системы анализа бурового раствора;

определяют посредством измерительного модуля системы анализа бурового раствора по меньшей мере одну характеристику пробы бурового раствора;

генерируют посредством измерительного модуля сигнал, показывающий по меньшей мере одну характеристику; и реверсируют первый реверсируемый канал раствора из состояния впуска в состояние выпуска, чтобы удалить буровой раствор из него; и реверсируют второй реверсируемый канал раствора из состояния выпуска в состояние впуска, чтобы извлечь во второй реверсируемый канал раствора буровой раствор из системы анализа, причем реверсирование первого реверсируемого канала раствора из состояния впуска в состояние выпуска и реверсирование второго реверсируемого канала раствора из состояния выпуска в состояние впуска выполняют с помощью многоходового клапана.
17. Способ по п.16, дополнительно содержащий ввод сжатого воздуха в буровой раствор, протекающий по первому реверсируемому каналу раствора.
18. Способ по п.16 или 17, дополнительно содержащий очистку пути потока бурового раствора внутри измерительного модуля после определения по меньшей мере одной характеристики пробы бурового раствора.
19. Способ по пп.16, 17 или 18, дополнительно содержащий изменение по меньшей мере одного свойства пробы бурового раствора до подачи пробы бурового раствора в измерительный модуль.
20. Способ по п.16, в котором контроллер функционально соединен и выполнен с возможностью управления клапаном реверсирования потока.