EA028748B1 - Устройство для исследования свойств оседания бурового раствора - Google Patents
Устройство для исследования свойств оседания бурового раствора Download PDFInfo
- Publication number
- EA028748B1 EA028748B1 EA201492017A EA201492017A EA028748B1 EA 028748 B1 EA028748 B1 EA 028748B1 EA 201492017 A EA201492017 A EA 201492017A EA 201492017 A EA201492017 A EA 201492017A EA 028748 B1 EA028748 B1 EA 028748B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- pump
- drilling fluid
- analytical cell
- cell
- control valve
- Prior art date
Links
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N9/00—Investigating density or specific gravity of materials; Analysing materials by determining density or specific gravity
- G01N9/32—Investigating density or specific gravity of materials; Analysing materials by determining density or specific gravity by using flow properties of fluids, e.g. flow through tubes or apertures
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N15/00—Investigating characteristics of particles; Investigating permeability, pore-volume, or surface-area of porous materials
- G01N15/04—Investigating sedimentation of particle suspensions
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N9/00—Investigating density or specific gravity of materials; Analysing materials by determining density or specific gravity
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- Biochemistry (AREA)
- General Health & Medical Sciences (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Immunology (AREA)
- Pathology (AREA)
- Dispersion Chemistry (AREA)
- Investigating Strength Of Materials By Application Of Mechanical Stress (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Sampling And Sample Adjustment (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
Abstract
Раскрыты способ и устройство для автоматического анализа осаждения шламов при высоком давлении и высокой температуре. Способ содержит нагнетание образца бурового раствора в аналитическую ячейку. Образец бурового раствора может быть подвергнут воздействию заданного давления и заданной температуры в течение заданного периода времени. Аналитическая ячейка также может быть ориентирована под невертикальным углом. Образец бурового раствора может быть выведен из аналитической ячейки, а плотность образца бурового раствора автоматически измерена относительно вытесненного объема текучей среды образца бурового раствора.
Description
Настоящее изобретение, в целом, относится к моделированию внутрискважинных пластовых условий, а в частности, настоящее изобретение относится к способу и устройству для автоматического анализа осаждения шламов при высоком давлении и высокой температуре.
При осуществлении операций подземного бурения для обеспечения гидростатического давления с целью предотвращения проникновения пластовых флюидов в ствол скважины, поддерживания бурового долота холодным и чистым во время бурения, выведения буровых отходов и поддерживания буровых отходов во взвешенном состоянии во время остановки бурения, а также во время введения/выведения из ствола скважины бурового снаряда обычно используют буровой раствор. В буровом растворе мелкие твердые частицы могут смешиваться с жидким компонентом, образуя шлам. Шлам затем может быть введен внутрь скважины, что является частью процесса бурения. Эффективность шлама, однако, может зависеть от свойства статического оседания бурового раствора, описывающего тенденцию отделения мелких твердых частиц, таких как барит, карбонат кальция и т.д., от жидкого компонента и их осаждения. Статическое оседание может приводить к различиям в плотности шлама по высоте ствола скважины, когда шлам с меньшей плотностью находится наверху, а с большей плотностью - на дне.
Испытания для определения свойств статического оседания бурового раствора обычно осуществляют вручную, они позволяют получать ограниченные профили распределения плотностей. Например, в нынешних системах могут использовать шприц для ручного забора образца (образцов) из определенной области (областей) аналитической емкости, что ограничивает измерение плотности до конкретных областей, из которых отбирают образец/образцы. В других аналитических системах используют чашку, расположенную на дне аналитической емкости, для сбора осевшей твердой фракции, которую затем взвешивают, чтобы получить значение плотности, однако такой способ не позволяет измерить плотность в конкретных областях бурового раствора. Более того, структурные компоненты существующих аналитических устройств ограничивают давления, которые могут быть приложены к буровому раствору, что, в свою очередь, ограничивает типы подлежащих моделированию подземных пластов. Следовательно, существует необходимость в автоматизированном и понятном способе исследования статического оседания бурового раствора при различных моделируемых условиях.
Чертежи
Некоторые конкретные примеры вариантов осуществления настоящего изобретения могут быть поняты на основе нижеследующего раскрытия и прилагаемых графических материалов.
На фиг. 1а-Ь проиллюстрирован пример аналитической ячейки, включающей в себя аспекты настоящего изобретения.
На фиг. 2а-с проиллюстрировано устройство и способ автоматического исследования свойств оседания буровых растворов согласно аспектам настоящего изобретения.
На фиг. 3 проиллюстрирован пример автоматизированной системы контроля согласно аспектам настоящего изобретения.
На фиг. 4 проиллюстрирован пример аналитической ячейки, включающей в себя аспекты настоящего изобретения.
Несмотря на то, что варианты осуществления настоящего изобретения проиллюстрированы и раскрыты, а также определены путем ссылки на приведенные в качестве примера варианты осуществления настоящего изобретения, это не накладывает ограничений на раскрытие изобретения и не подразумевает таких ограничений. Раскрытая сущность изобретения может иметь модификации, альтернативные варианты и эквиваленты по форме и функциональности, что будет очевидно специалисту в данной области техники.
Проиллюстрированные и раскрытые варианты осуществления настоящего изобретения приведены исключительно в качестве примеров и не исчерпывают объема настоящего изобретения.
Подробное раскрытие изобретения
Настоящее изобретение, в целом, относится к моделированию внутрискважинных пластовых условий, а в частности к способу и устройству для автоматического анализа осаждения шламов при высоком давлении и высокой температуре.
В настоящем разделе подробно будут раскрыты иллюстративные варианты осуществления настоящего изобретения. Для ясности изложения не все отличительные признаки фактической реализации могут быть раскрыты в настоящем раскрытии. Понятно, что в развитии любой такой фактической реализации для достижения определенных прикладных целей, различных в разных вариантах осуществления, должны быть выполнены определенные решения. Более того, понятно, что такие попытки могут быть сложным и времязатратным процессом, тем не менее, эти процедуры являются стандартными для специалиста в данной области техники.
Для лучшего понимания настоящего изобретения приведены нижеследующие примеры конкретных вариантов осуществления. Их не следует понимать как ограничивающие или определяющие объем на- 1 028748 стоящего изобретения. Варианты осуществления настоящего изобретения могут быть применены к горизонтальным, вертикальным, наклонным или другим нелинейным стволам скважин в любом типе подземного пласта. Варианты осуществления могут быть применимы для нагнетательных скважин, а также для продукционных скважин, включая углеводородные скважины.
Настоящее изобретение раскрывает систему и устройство для автоматического исследования свойств оседания буровых растворов. Устройство, например, может содержать аналитическую ячейку с первым насосом и вторым насосом, сообщающимися по текучей среде с аналитической ячейкой. Первый насос может автоматически вводить образец бурового раствора в аналитическую ячейку, а второй насос может автоматически сообщать заданное давление образцу бурового раствора внутри аналитической ячейки. Измерительный преобразователь плотности также может сообщаться по текучей среде с аналитической ячейкой и может работать, автоматически измеряя плотность образца бурового раствора по отношению к объему текучей среды образца бурового раствора, что обеспечивает полный или почти полный профиль распределения плотностей бурового раствора сверху донизу.
На фиг. 1а-Ь проиллюстрирована примерная аналитическая ячейка 100 согласно аспектам настоящего изобретения. Аналитическая ячейка 100 может содержать в общем цилиндрическую, трубчатую конструкцию, содержащую первый трубчатый участок 102, второй трубчатый участок 104 и тройник 106. Тройник 106 может быть расположен между первым трубчатым участком 102 и вторым трубчатым участком 104. Первый трубчатый участок 102, второй трубчатый участок 104 и тройник 106 могут определять единую аналитическую камеру 122с, в целом, одинаковым внутренним диаметром. В некоторых вариантах осуществления первый трубчатый участок 102 и второй трубчатый участок 104 могут содержать стандартный трубопровод высокого давления с наружным диаметром 1 дюйм, способный выдержать 20000 фунтов на квадратный дюйм (ρδί) или больше. Аналитическая камера 122 внутри аналитической ячейки 100 может иметь, например, внутренний диаметр 0,562 дюйма и длину 19 дюймов. Несмотря на то, что аналитическая ячейка 100 и ее проиллюстрированные компоненты показаны цилиндрическими с результирующими диаметрами, также возможны другие формы и размеры, что будет понятно специалисту в данной области.
Первый трубчатый участок 102 и второй трубчатый участок 104 могут быть выполнены как одно целое с тройником 106 или соединены с ним посредством фитингов 118 и 120 высокого давления. Аналогично первому трубчатому участку 102 и второму трубчатому участку 104, фитинг 118 и 120 высокого давления может быть рассчитан на то, чтобы выдерживать до 20000 фунтов на квадратный дюйм. Каждый из первого трубчатого участка 102, второго трубчатого участка 104 и тройника 106 может иметь аналогичный внутренний диаметр или может быть модифицирован для выравнивания их внутренних диаметров. Например, тройник 106 может содержать рукав, уравнивающий внутренний диаметр тройника с внутренними диаметрами первого трубчатого участка 102 и второго трубчатого участка 104, так чтобы аналитическая камера 122 имела, в целом, единый диаметр.
Аналитическая ячейка 100 также может содержать отделитель, изоляционный поршень 124, внутри аналитической камеры 122. Изоляционный поршень 124 может иметь наружный диаметр, аналогичный диаметру внутренней камеры 122, и может перемещаться внутри аналитической камеры 122 в направлении снизу вверх аналитической ячейки. Как видно, изоляционный поршень 124 может содержать уплотнения 126 и 128, отделяющие область аналитической ячейки 100 под изоляционным поршнем 124 от области над изоляционным поршнем 124. В определенных вариантах осуществления уплотнения 126 и 128 могут содержать уплотнительные кольца, установленные в канавках на изоляционном поршне 124, и могут контактировать со стенкой аналитической ячейки 102, определяющей аналитическую камеру 122, при ее перемещении в аналитической камере 122. Уплотнения 126 и 128 могут находиться на изолирующем поршне 124 на заданном расстоянии друг от друга, при этом пока изоляционный поршень 124 перемещается через тройник 106, одно уплотнение остается в контакте со стенкой аналитической камеры 122, а другое уплотнение является проходным портом 112, что будет раскрыто ниже.
Аналитическая ячейка 100 может содержать несколько отверстий, обеспечивающих несколько каналов сообщения по текучей среде с аналитической камерой 122. В некоторых вариантах осуществления первый трубчатый участок 102 может определять первое отверстие 108 наверху аналитической ячейки 100, второй трубчатый участок 104 может определять второе отверстие 110 на дне аналитической ячейки 100, а тройник может определять третье отверстие 112, боковой порт между первым отверстием 108 и вторым отверстием 110. Каждое из отверстий может обеспечивать сообщение по текучей среде с внутренней камерой 122. При эксплуатации аналитическая ячейка 100 может быть объединена с другими элементами и сообщаться с ними по текучей среде через первое отверстие 108, второе отверстие 110 и боковой порт 112 через управляющие клапаны 114, 136 и 116 соответственно. Каждый управляющий клапан можно регулировать в автоматическом режиме как часть автоматизированной управляющей системы, что будет раскрыто ниже.
В некоторых вариантах осуществления, например, показанных на фиг. 1а и 1Ь, верх и низ аналитической ячейки 100 могут быть соединены с соответствующими соединителями высокого давления. Например, верх аналитической ячейки может быть соединен с соединителем 150 посредством фитинга 152 высокого давления, а низ аналитической ячейки 100 может быть соединен с соединителем 160 посредст- 2 028748 вом фитинг 162 высокого давления. Фитинг 152 и 162 высокого давления может быть рассчитан на работу при тех же давлениях, что и фитинги 118 и 120, раскрытые ранее.
На фиг. 1а проиллюстрирован пример конфигурации, в которой аналитическая ячейка 100 готова к выполнению анализа. В некоторых вариантах осуществления образец бурового раствора можно вводить в аналитическую камеру 122 через боковой порт 112 через открытый управляющий клапан 116, что обозначено стрелкой 132. Как можно видеть, образец бурового раствора может удерживаться в аналитической камере 122 на верхней стороне изоляционного поршня 124 около первого отверстия 108, отдельно от нижней части аналитической камеры 122 около второго отверстия 110. Когда образец бурового раствора входит в аналитическую камеру 122, воздух, находящийся внутри аналитической камеры, может вытесняться наружу из первого отверстия 108 через открытый управляющий клапан 114, что обозначено стрелкой 134. Как только участок аналитической камеры 112 над изоляционным поршнем 124 наполнят образцом бурового раствора и управляющий клапан 114 закроют для отделения образца бурового раствора, в аналитическую камеру 122 через второе отверстие 110 путем открытия контрольного клапана 136 дополнительно можно ввести нагнетательную текучую среду, что обозначено стрелкой 130. Примечательно, что нагнетательная текучая среда может быть отделена от образца бурового раствора посредством изолирующего поршня 124.
Когда из аналитической камеры 122 вытеснят воздух, управляющие клапаны 114 и 116 могут быть закрыты, происходит изолирование образца бурового раствора в верхней части аналитической камеры 122, как показано на фиг. 1Ь. Затем нагнетательную текучую среду можно вводить в нижнюю часть или удалять из нее через второе отверстие 110, сообщая давление образцу бурового раствора путем передачи давления изоляционному поршню 124. Давление может быть приложено к образцу бурового раствора в течение заданного периода времени, в течение которого управляющий клапан 114 может быть открыт. Когда управляющий клапан 114 открыт, через второе отверстие 110 в аналитическую камеру 122 может быть введена дополнительная нагнетательная текучая среда, инициирующая поднятие изоляционного поршня и выведение образца бурового раствора из верхнего отверстия 108. В аналитическую камеру 122 можно вводить дополнительную нагнетательную текучую среду до тех пор, пока изоляционный поршень 124 не вступит в контакт с верхней поверхностью аналитической ячейки 100. В этой точке давление внутри аналитической камеры может достигнуть пикового значения, запуская процесс удаления нагнетательной текучей среды из аналитической камеры 122.
На фиг. 2а-с показан пример аналитического устройства 200, содержащего аналитическую ячейку 202 согласно аспектам настоящего изобретения. Аналитическая ячейка 202 может располагаться внутри нагревающей рубашки 204. Нагревающая рубашка 204 может содержать единый элемент, по меньшей мере, частично окружающий аналитическую ячейку 202, или же она может быть сегментирована. Нагревающая рубашка 204 может передавать тепло образцу бурового раствора, расположенному внутри аналитической ячейки 202, моделируя подземные условия.
Аналитическая ячейка 202 может сообщаться по текучей среде с первым насосом 224 через отверстие, боковой порт 210. Боковой порт 210 может содержать отверстие в тройнике, что раскрыто выше по отношению к фиг. 1а и 1Ь. Дополнительно, отверстие может не быть расположено вдоль боковой стороны аналитической ячейки 202, однако может быть расположено в другом месте вдоль корпуса аналитической ячейки 202. Первый насос 224 может содержать насос низкого давления и может сообщаться по текучей среде с емкостью 222 для образца бурового раствора.
Аналитическая ячейка 202 также может сообщаться по текучей среде со вторым насосом 214 через отверстие 208 внизу аналитической ячейки 202. В некоторых вариантах осуществления, что будет раскрыто ниже, насос 214 может содержать насос высокого давления, такой как помповый насос, способный нагнетать текучую среду в аналитическую ячейку 202 и выводить текучую среду из нее. Второй насос 214 может сообщаться по текучей среде с емкостью 216 для нагнетательной текучей среды.
Аналитическая ячейка 202 также может сообщаться по текучей среде с автоматическим измерительным устройством 232 через отверстие 212 наверху аналитической ячейки 202. В некоторых вариантах осуществления автоматическое измерительное устройство может содержать измерительный преобразователь плотности, а именно, способный принять образец бурового раствора из аналитической ячейки 202 и определить плотность раствора по отношению к объему текучей среды, вытесненному в аналитической ячейке 202, что будет раскрыто ниже. Автоматическое измерительное устройство 232 может сообщаться по текучей среде с коллектором 234 образца, способным улавливать образец бурового раствора, когда он пройдет через автоматическое измерительное устройство 232. В других вариантах осуществления автоматическое измерительное устройство 232 может не входить в состав устройства. В этих вариантах осуществления, например, объемы текучей среды можно постепенно откачивать из аналитической ячейки 202. Плотность образца бурового раствора из аналитической ячейки 202 может быть определена по отношению к объему текучей среды, вытесненному в аналитической ячейке 202, путем определения массы образца бурового раствора для каждого следующего объема образца.
На фиг. 2а проиллюстрирован пример конфигурации устройства, в котором аналитическую ячейку 202 заполняют образцом бурового раствора и готовят для анализа. Как можно видеть, управляющий клапан 226 между первым насосом 224 и аналитической ячейкой 202 может быть открыт, позволяя нагне- 3 028748 тать образец бурового раствора из емкости 222 в аналитическую ячейку 202 в область над изоляционным поршнем 206. Управляющий клапан 218 между вторым насосом 214 и аналитической ячейкой 202 также может быть открыт, позволяя нагнетать нагнетательную текучую среду в аналитическую ячейку 202 в область под изоляционным поршнем. В некоторых вариантах осуществления для поддержания изоляционного поршня, по существу, неподвижным в аналитическую ячейку 202 можно ввести достаточное количество нагнетательной текучей среды, при этом первый насос 224 нагнетает в аналитическую ячейку 202 образец бурового раствора. В другом варианте осуществления управляющий клапан 218 может быть закрыт для обеспечения неподвижности изоляционного поршня. Объем под изоляционным поршнем 206 может быть предварительно заполнен нагнетательной текучей средой. Когда аналитическую ячейку 202 наполняют образцом бурового раствора, воздух внутри аналитической ячейки 202 выходит из нее через открытые управляющие клапаны 220 и 230. Во время заполнения управляющий клапан 228 может быть закрыт, чтобы изолировать автоматическое измерительное устройство 232.
Когда воздух выходит из аналитической ячейки 202, управляющие клапаны 220 и 226 могут быть закрыты, чтобы изолировать образец бурового раствора внутри аналитической ячейки 202, что можно видеть на фиг. 2Ь. Когда образец бурового раствора изолируют внутри аналитической ячейки 202, там могут быть созданы заданное давление и заданная температура. Например, нагревающая рубашка 204 может начать нагревать образец бурового раствора до заданной температуры, соответствующей моделируемым подземным условиям. Дополнительно может быть задействован второй насос 214 для сообщения давления образцу бурового раствора путем введения дополнительной нагнетательной текучей среды в аналитическую ячейку 202 под изоляционным поршнем 206. Как можно видеть, изоляционный поршень 206 можно поднимать вверх посредством нагнетательной текучей среды для создания целевого давления в образце бурового раствора. При увеличении температуры образец бурового раствора может расширяться, увеличивая давление внутри аналитической ячейки выше целевого значения. В определенных вариантах осуществления второй насос 214 может регулировать давление внутри аналитической ячейки 202 и удалять некоторое количество нагнетательной текучей среды из аналитической ячейки 202 для восстановления целевого давления в аналитической ячейке 202. Для создания условий, соответствующих подземным, в которых может быть использован аналогичный буровой раствор, могут быть выбраны заданная температура и заданное давление.
В некоторых вариантах осуществления аналитическая ячейка 202 также может быть ориентирована под заранее выбранным невертикальным углом, например -до 60°. Благодаря ориентированию аналитической ячейки 202 под невертикальным углом, устройство 200 может быть использовано для моделирования условий в невертикальном стволе скважины, что увеличивает возможности моделирования подземных условий, как части процесса измерения оседания. Аналитическая ячейка 202 может оставаться при заданной температуре, заранее установленном давлении и заданной ориентации в течение определенного периода времени, например, от 8 до 96 ч. Продолжительность анализа может быть выбрана соответственно статистическому значению времени, в течение которого буровой раствор может подвергаться воздействию этих параметров в реальных внутрискважинных условиях. По истечении заданного периода времени аналитическую ячейку 202 можно охладить, например, до 120°Р, что позволит подвергнуть аналитическую ячейку воздействию атмосферного давления.
На фиг. 2с проиллюстрирован пример измерительной конфигурации для устройства 200. Когда образец бурового раствора в аналитической ячейке 202 подвергают воздействию внутрискважинных давлений и температур, что является частью аналитического процесса, образец бурового раствора может быть удален из аналитической ячейки 202, а плотность образца бурового раствора может быть автоматически измерена по отношению к вытесненному объему текучей среды образца бурового раствора. Например, управляющий клапан 220 может быть открыт, что позволяет удалить образец бурового раствора из аналитической ячейки 202. Дополнительно, управляющий клапан 228 может быть открыт, а управляющий клапан 230 закрыт, чтобы ввести образец бурового раствора в автоматическое измерительное устройство 232.
Второй насос 214 может нагнетать нагнетательную текучую среду в аналитическую ячейку 202. Нагнетание нагнетательной текучей среды в аналитическую ячейку 202 будет поднимать изоляционный поршень 206 вверх, что приведет к вытеснению образца бурового раствора из аналитической ячейки 202. Когда образец бурового раствора поступает в автоматическое измерительное устройство 232, автоматическое измерительное устройство 232 может выполнять непрерывные или почти непрерывные измерения плотности образца бурового раствора. В некоторых вариантах осуществления плотность образца бурового раствора может быть определена относительно положения образца бурового раствора внутри аналитической ячейки 202. Положение образца бурового раствора внутри аналитической ячейки может быть основано, по меньшей мере, частично, на объеме образца бурового раствора вытесненного из аналитической ячейки 202 во время измерения. В некоторых вариантах осуществления количество вытесненного бурового раствора может соответствовать количеству нагнетательной текучей среды, введенной в аналитическую ячейку 202 вторым насосом 214 для замещения образца бурового раствора внутри аналитической ячейки 202.
- 4 028748
Хотя раскрытые выше варианты осуществления содержат аналитическую ячейку с внутренним изоляционным поршнем, возможны другие варианты осуществления устройства для сообщения буровому раствору заданного давления. На фиг. 4 проиллюстрирован пример аналитической ячейки 400, содержащей плунжер 404 вместо изоляционного поршня. В определенном варианте осуществления плунжер 404 может содержать помповый плунжер или поршень, используемый для сообщения заданного давления непосредственно образцу бурового раствора внутри аналитической камеры 402. Плунжер 404 может быть присоединен к валу 406, который, в свою очередь, присоединен к приводу 408 плунжера, способному перемещать плунжер 404 в аналитической ячейке 402 вглубь или из нее, сообщая давление образцу бурового раствора внутри аналитической ячейки 402. Аналогично, плунжер 404 может быть полностью вставлен для вытеснения образца бурового раствора или отведен назад для введения определенного объема образца бурового раствора в аналитическую камеру 402. Аналитическую ячейку 400 в определенных вариантах осуществления можно использовать вместо аналитической ячейки, показанной на фиг. 2а-с, что исключит необходимость в емкости 216 для нагнетательной текучей среды и насосе 214.
Как будет понятно специалисту в данной области техники из настоящего раскрытия, устройство 200, проиллюстрированное на фиг. 2а-с, может быть предпочтительным, так как многие компоненты устройства и этапы способа могут быть автоматизированы. Например, могут быть автоматизированы этапы заполнения аналитической ячейки образцом бурового раствора, подвергающегося воздействию смоделированных внутрискважинных условий, и измерения профиля оседания образца бурового раствора. В определенных вариантах осуществления раскрытые выше управление и/или измерение могут быть реализованы с использованием автоматической управляющей системы 500, что показано на фиг. 3. В определенных вариантах осуществления автоматическая управляющая система 300 может содержать систему диспетчерского управления и сбора данных (8САОА).
Как можно видеть, автоматическая управляющая система 300 может содержать управляющую ячейку 302, такую как компьютер, содержащий процессор 302а и память 302Ь, соединенную с процессором. Управляющая ячейка может быть электрически или сообщающимся образом через провода или другую подходящую передающую среду соединена с элементами раскрытого выше устройства. Например, управляющая ячейка 302 может находиться в соединении с контрольными клапанами 218, 226, 220, 228 и 230, а также передавать им команды, инициируя их автоматическое открытие или закрытие, в зависимости от соответствующих этапов процесса измерения оседания. Аналогично, управляющая ячейка 302 может находиться в соединении с первым насосом 224 и вторым насосом 214 и передавать им команды, инициируя ввод соответствующих текучих сред в аналитическую ячейку, и сообщая скорость, с которой текучую среду нагнетают в аналитическую ячейку, и в случае второго насоса 214. Дополнительно управляющая ячейка может содержать сохраненные параметры, соответствующие заданной температуре, заданному давлению, заданной ориентации и заданному времени, раскрытые выше. Например, управляющая ячейка 302 может инициировать нагрев образца бурового раствора до заданной температуры посредством нагревающей рубашки 204. Аналогично, управляющая ячейка 302 может ориентировать аналитическую ячейку под определенным невертикальным углом и инициировать создание и поддержание целевого давления в образце бурового раствора посредством второго насоса 214. Аналогично, управляющая ячейка может автоматически переключать режимы моделирования внутрискважинных условий и измерения, открывая соответствующие управляющие клапаны и запуская автоматическое измерительное устройство 232 для измерения свойств оседания образца бурового раствора. Управляющая ячейка также может осуществлять измерения в автоматическом измерительном устройстве 232, обрабатывая данные и генерируя информацию о свойствах оседания образца бурового раствора.
Хотя раскрытая выше аналитическая ячейка показана, по существу, в вертикальной конфигурации с соответствующим верхним отверстием, боковым отверстием и нижним отверстием, такая конфигурация не подразумевает ограничений. Наоборот, аналитическая ячейка может быть ориентирована различным образом, что будет понятно специалисту в данной области техники, принимая во внимание настоящее изобретение. Например, аналитическая ячейка может быть переставлена таким образом, что нагнетательную текучую среду вводят в аналитическую ячейку через верхнее отверстие, а образец бурового раствора вводят в аналитическую ячейку через нижнее отверстие.
Поэтому настоящее изобретение хорошо адаптировано для достижения указанных, а также присущих ему целей и преимуществ. Раскрытые выше варианты осуществления приведены здесь исключительно в иллюстративных целях, так как настоящее изобретение может быть модифицировано и реализовано различными, но эквивалентными способами, очевидными специалисту в данной области техники. Кроме того, раскрытие не несет каких-либо ограничений, кроме тех, что раскрыты в нижеследующей формуле изобретения. Следовательно, конкретные, раскрытые выше, иллюстративные варианты осуществления могут иметь альтернативные варианты и модификации, все такие вариации входят в объем и сущность настоящего изобретения. Кроме того, термины в формуле изобретения имеют свое прямое обычное значение, если иное точно и ясно не определено заявителем. При введении в формулу изобретения каких-либо элементов (что в оригинальном тексте формулы на английском языке соответствует употреблению неопределенных артиклей а или ап) подразумевается, что вводится один или более чем один элемент.
Claims (14)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Устройство для исследования свойств оседания бурового раствора, содержащее аналитическую ячейку; первый насос, сообщающийся по текучей среде с аналитической ячейкой через первый управляющий клапан, причем первый насос выполнен с возможностью введения образца бурового раствора в аналитическую ячейку; второй насос, сообщающийся по текучей среде с аналитической ячейкой, причем второй насос выполнен с возможностью сообщать заданное испытательное давление образцу бурового раствора, когда образец бурового раствора изолирован внутри аналитической ячейки посредством первого управляющего клапана и второго управляющего клапана; и измерительный преобразователь плотности, сообщающийся по текучей среде с аналитической ячейкой, причем измерительный преобразователь плотности выполнен с возможностью измерять плотность образца бурового раствора, вытесненного из аналитической ячейки через второй управляющий клапан.
- 2. Устройство по п.1, в котором аналитическая ячейка ориентирована под заданным невертикальным углом.
- 3. Устройство по п.1, дополнительно содержащее нагревающую рубашку, по меньшей мере, частично расположенную вокруг аналитической ячейки, причем нагревающая рубашка выполнена с возможностью нагревать образец бурового раствора в аналитической ячейке до заданной температуры.
- 4. Устройство по п.1, отличающееся тем, что второй насос является помповым насосом, сообщающимся по текучей среде с емкостью для нагнетательной текучей среды.
- 5. Устройство по п.4, дополнительно содержащее третий управляющий клапан, расположенный между вторым насосом и аналитической ячейкой.
- 6. Устройство по п.5, дополнительно содержащее автоматизированную управляющую систему, причем автоматизированная управляющая система выполнена с возможностью, по меньшей мере, частично управлять первым насосом, вторым насосом, нагревающей рубашкой и измерительным преобразователем плотности, первым управляющим клапаном, вторым управляющим клапаном и третьим управляющим клапаном.
- 7. Устройство по п.6, в котором автоматическая управляющая система содержит систему диспетчерского управления и сбора данных.
- 8. Устройство по п.6, в котором аналитическая ячейка содержит первый трубчатый участок, причем первый трубчатый участок определяет верхнее отверстие аналитической ячейки; второй трубчатый участок, находящийся на одной линии с первым трубчатым участком, причем второй трубчатый участок определяет нижнее отверстие аналитической ячейки; тройник, расположенный между первым трубчатым участком и вторым трубчатым участком, причем тройник определяет боковой порт, при этом первый трубчатый участок, второй трубчатый участок и третий трубчатый участок образуют аналитическую ячейку; и изоляционный поршень, расположенный внутри аналитической ячейки.
- 9. Устройство по п.8, в котором первый насос соединен с боковым портом; второй насос соединен с нижним отверстием и измерительный преобразователь плотности соединен с верхним отверстием.
- 10. Устройство по п.8, в котором изоляционный поршень сообщается по текучей среде со вторым насосом через третий управляющий клапан.
- 11. Устройство по п.10, в котором изоляционный поршень изолирует образец бурового раствора от нагнетательной текучей среды внутри аналитической ячейки.
- 12. Устройство по п.11, в котором второй насос выполнен с возможностью сообщать заданное испытательное давление образцу бурового раствора посредством введения нагнетательной текучей среды в аналитическую ячейку через третий управляющий клапан.
- 13. Устройство по п.12, в котором изоляционный поршень выполнен с возможностью перемещения посредством второго насоса для вытеснения образца бурового раствора из аналитической ячейки.
- 14. Устройство по п.13, в котором изоляционный поршень выполнен с возможностью перемещения посредством второго насоса для вытеснения образца бурового раствора из аналитической ячейки, когда первый управляющий клапан открыт.
Applications Claiming Priority (3)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US13/478,974 | 2012-05-23 | ||
US13/478,974 US9341556B2 (en) | 2012-05-23 | 2012-05-23 | Method and apparatus for automatically testing high pressure and high temperature sedimentation of slurries |
PCT/US2013/041670 WO2013176995A1 (en) | 2012-05-23 | 2013-05-17 | A method and apparatus for automatically testing high pressure and high temperature sedimentation of slurries |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
EA201492017A1 EA201492017A1 (ru) | 2015-05-29 |
EA028748B1 true EA028748B1 (ru) | 2017-12-29 |
Family
ID=48539410
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
EA201492017A EA028748B1 (ru) | 2012-05-23 | 2013-05-17 | Устройство для исследования свойств оседания бурового раствора |
Country Status (8)
Country | Link |
---|---|
US (2) | US9341556B2 (ru) |
EP (1) | EP2852825B1 (ru) |
AU (1) | AU2013266636B2 (ru) |
BR (1) | BR112014028705A2 (ru) |
CA (1) | CA2874557C (ru) |
EA (1) | EA028748B1 (ru) |
MX (1) | MX353224B (ru) |
WO (1) | WO2013176995A1 (ru) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO2019195497A1 (en) * | 2018-04-04 | 2019-10-10 | M-I L.L.C. | Portable dynamic sag flow loop |
Families Citing this family (15)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US9341556B2 (en) * | 2012-05-23 | 2016-05-17 | Halliburton Energy Systems, Inc. | Method and apparatus for automatically testing high pressure and high temperature sedimentation of slurries |
US9375715B2 (en) * | 2014-01-28 | 2016-06-28 | Ofi Testing Equipment, Inc. | HTHP pressure relief tool |
US9784667B2 (en) * | 2014-02-06 | 2017-10-10 | Ofi Testing Equipment, Inc. | High temperature fluid sample aging cell |
WO2016099529A1 (en) * | 2014-12-19 | 2016-06-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and apparatuses for deriving wellbore fluid sag from thermal conductivity measurements |
AU2015387247B2 (en) | 2015-03-16 | 2018-09-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Mud settlement detection technique by non-destructive ultrasonic measurements |
CN106442202A (zh) * | 2016-09-28 | 2017-02-22 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种原油结蜡量测试装置及采用该装置的防蜡率测试方法 |
AU2016433050A1 (en) | 2016-12-19 | 2019-04-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Use of shape memory materials in wellbore servicing fluids |
US10520484B2 (en) * | 2016-12-21 | 2019-12-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Aging testing apparatus and use thereof |
US11365626B2 (en) | 2017-03-01 | 2022-06-21 | Proptester, Inc. | Fluid flow testing apparatus and methods |
US10612356B2 (en) | 2017-03-01 | 2020-04-07 | Proptester, Inc. | Fracture fluid and proppant transport testing systems and methods of using same |
US11268381B2 (en) * | 2017-03-16 | 2022-03-08 | Saudi Arabian Oil Company | Additive manufacturing of a vugular loss zone simulating test device |
CN110914676A (zh) * | 2017-07-06 | 2020-03-24 | M-I有限公司 | 钻井液的自动化分析 |
WO2019036809A1 (en) * | 2017-08-25 | 2019-02-28 | The Saskatchewan Research Council | PRODUCT FLUID COLLECTION SYSTEM BASED ON SYRINGE PUMPS |
US10914664B1 (en) | 2020-01-29 | 2021-02-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Inclined roller oven for dynamic sag evaluation/determination of settling velocity |
US20230228729A1 (en) * | 2022-01-14 | 2023-07-20 | Saudi Arabian Oil Company | Apparatus and method for measuring settling of weighting materials in drilling and completion fluids |
Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5086646A (en) * | 1989-09-12 | 1992-02-11 | Jamison Dale E | Apparatus and method for analyzing well fluid sag |
US6176323B1 (en) * | 1997-06-27 | 2001-01-23 | Baker Hughes Incorporated | Drilling systems with sensors for determining properties of drilling fluid downhole |
US6584833B1 (en) * | 2002-05-30 | 2003-07-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus and method for analyzing well fluid sag |
US20080236253A1 (en) * | 2007-03-26 | 2008-10-02 | M-I Llc | Method and apparatus for determining the properties of drilling fluids |
US7845212B1 (en) * | 2008-03-11 | 2010-12-07 | Hongfeng Bi | High pressure high temperature sagging tester |
US20110130965A1 (en) * | 2007-03-12 | 2011-06-02 | Kenneth Slater | Fracture testing apparatus and method |
US20110167901A1 (en) * | 2010-01-11 | 2011-07-14 | Jamison Dale E | Methods to characterize sag in fluids |
Family Cites Families (24)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US2845793A (en) * | 1954-06-18 | 1958-08-05 | California Research Corp | Apparatus for determining the rate of settling of suspensions |
US4194391A (en) * | 1977-10-03 | 1980-03-25 | Nalco Chemical Company | Device for determining settling rates of solids or particulate bearing liquid in a continuous process or flowing stream |
DE2913058C3 (de) * | 1979-03-31 | 1981-10-15 | Ihle Ingenieurgesellschaft mbH, 4000 Düsseldorf | Vorrichtung zur Messung des Feststoffgehaltes einer Flüssigkeit |
FR2585467B1 (fr) * | 1985-07-23 | 1987-09-25 | Commissariat Energie Atomique | Appareil de mesure automatique du poids apparent d'une boue chargeant un liquide, systeme de mesure automatique de l'indice de ponsar d'une telle boue, utilisant l'appareil, et procede de mesure de cet indice |
US4694692A (en) * | 1986-06-04 | 1987-09-22 | Technical Oil Tools Corporation | Drilling fluid density measurement system |
US4708018A (en) * | 1986-10-15 | 1987-11-24 | Technical Oil Tools Corporation | Drilling mud density probe |
US4924695A (en) * | 1988-12-08 | 1990-05-15 | Atlantic Richfield Company | Apparatus for compressing a fluid sample to determine gas content and the fraction of one liquid composition in another |
US5233863A (en) * | 1992-03-30 | 1993-08-10 | Halliburton Company | Fluid loss measuring system and method |
US5939622A (en) * | 1994-04-26 | 1999-08-17 | Cytec Technology Corp. | Settling process analysis method |
US5987969A (en) * | 1998-02-25 | 1999-11-23 | Intevep, S.A. | Apparatus and method for determining dynamic stability of emulsions |
GB2346702B (en) * | 1999-02-15 | 2001-05-16 | Sofitech Nv | Dynamic sag monitor for drilling fluids |
US6612156B1 (en) * | 2001-10-25 | 2003-09-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Acoustic mixing and measurement system and method |
US7140239B2 (en) * | 2003-03-18 | 2006-11-28 | Battelle Memorial Institute | System and technique for ultrasonic characterization of settling suspensions |
CA2534502C (en) * | 2003-08-19 | 2011-12-20 | Shell Canada Limited | Drilling system and method |
WO2006039513A1 (en) * | 2004-10-01 | 2006-04-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for acquiring physical properties of fluid samples |
US20090188312A1 (en) * | 2005-08-24 | 2009-07-30 | Sears Dealy T | Apparatus and Methods for Improved Fluid Compatibility in Subterranean Environments |
DE102006035657B3 (de) * | 2006-07-31 | 2008-04-03 | Ivoclar Vivadent Ag | Lichtmessvorrichtung |
US8607894B2 (en) * | 2006-12-08 | 2013-12-17 | M-I Llc | Offshore thermal treatment of drill cuttings fed from a bulk transfer system |
US7900504B2 (en) * | 2007-03-26 | 2011-03-08 | M-I Llc | High pressure fracture tester |
US8312920B2 (en) * | 2007-05-18 | 2012-11-20 | M-I L.L.C. | Method and apparatus for automated fluid loss measurements of drilling fluids |
US7894991B2 (en) * | 2008-02-01 | 2011-02-22 | Schlumberger Technology Corp. | Statistical determination of historical oilfield data |
US8670966B2 (en) * | 2008-08-04 | 2014-03-11 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and systems for performing oilfield production operations |
US8322198B2 (en) * | 2009-10-09 | 2012-12-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and apparatus for designing a cement composition |
US9341556B2 (en) * | 2012-05-23 | 2016-05-17 | Halliburton Energy Systems, Inc. | Method and apparatus for automatically testing high pressure and high temperature sedimentation of slurries |
-
2012
- 2012-05-23 US US13/478,974 patent/US9341556B2/en active Active
-
2013
- 2013-05-17 MX MX2014014058A patent/MX353224B/es active IP Right Grant
- 2013-05-17 AU AU2013266636A patent/AU2013266636B2/en not_active Ceased
- 2013-05-17 WO PCT/US2013/041670 patent/WO2013176995A1/en active Application Filing
- 2013-05-17 CA CA2874557A patent/CA2874557C/en not_active Expired - Fee Related
- 2013-05-17 EP EP13726360.4A patent/EP2852825B1/en active Active
- 2013-05-17 BR BR112014028705A patent/BR112014028705A2/pt not_active Application Discontinuation
- 2013-05-17 EA EA201492017A patent/EA028748B1/ru not_active IP Right Cessation
-
2016
- 2016-04-12 US US15/096,469 patent/US10209169B2/en active Active
Patent Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5086646A (en) * | 1989-09-12 | 1992-02-11 | Jamison Dale E | Apparatus and method for analyzing well fluid sag |
US6176323B1 (en) * | 1997-06-27 | 2001-01-23 | Baker Hughes Incorporated | Drilling systems with sensors for determining properties of drilling fluid downhole |
US6584833B1 (en) * | 2002-05-30 | 2003-07-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus and method for analyzing well fluid sag |
US20110130965A1 (en) * | 2007-03-12 | 2011-06-02 | Kenneth Slater | Fracture testing apparatus and method |
US20080236253A1 (en) * | 2007-03-26 | 2008-10-02 | M-I Llc | Method and apparatus for determining the properties of drilling fluids |
US7845212B1 (en) * | 2008-03-11 | 2010-12-07 | Hongfeng Bi | High pressure high temperature sagging tester |
US20110167901A1 (en) * | 2010-01-11 | 2011-07-14 | Jamison Dale E | Methods to characterize sag in fluids |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO2019195497A1 (en) * | 2018-04-04 | 2019-10-10 | M-I L.L.C. | Portable dynamic sag flow loop |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
WO2013176995A1 (en) | 2013-11-28 |
MX353224B (es) | 2018-01-08 |
AU2013266636A1 (en) | 2014-10-30 |
CA2874557C (en) | 2018-06-26 |
US20130312511A1 (en) | 2013-11-28 |
US9341556B2 (en) | 2016-05-17 |
MX2014014058A (es) | 2015-02-12 |
AU2013266636B2 (en) | 2016-03-10 |
EP2852825B1 (en) | 2019-10-30 |
EP2852825A1 (en) | 2015-04-01 |
BR112014028705A2 (pt) | 2017-06-27 |
US10209169B2 (en) | 2019-02-19 |
US20160238504A1 (en) | 2016-08-18 |
EA201492017A1 (ru) | 2015-05-29 |
CA2874557A1 (en) | 2013-11-28 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
EA028748B1 (ru) | Устройство для исследования свойств оседания бурового раствора | |
AU626216B2 (en) | Down hole tool for determination of formation properties | |
CA2676673C (en) | Method and apparatus for obtaining heavy oil samples from a reservoir sample | |
JP4756213B2 (ja) | ボーリング孔の閉塞材原位置における遮水試験方法、ボーリング孔の閉塞材原位置における遮水試験システム、ボーリング孔閉塞材頂部の透水係数解析方法、ボーリング孔閉塞材頂部の強度解析方法、および、ボーリング孔閉塞材の遮水室内実験装置 | |
US11725511B2 (en) | Methods for in-situ multi-temperature measurements using downhole acquisition tool | |
US20130020077A1 (en) | Apparatus and method for improved fluid sampling | |
CN105804738B (zh) | 一种泥页岩井壁稳定及完整性可视化评价装置 | |
NO343990B1 (en) | A method of multi-phase petroleum well characterization | |
EP2867466B1 (en) | Formation environment sampling apparatus, systems, and methods | |
CN108119132A (zh) | 致密砂岩气藏近井带径向渗流含水饱和度模拟装置及方法 | |
EA004669B1 (ru) | Определение pvt свойств углеводородной пластовой жидкости | |
EP0646215B1 (en) | Method and apparatus for pressure, volume, and temperature measurement and characterization of subsurface formations | |
CN104234709A (zh) | 一种套管井获取地层真实流体样品的装置 | |
EP3117070B1 (en) | Well completion sliding sleeve valve based sampling system and method | |
US20200182750A1 (en) | Apparatus and methods for fluid transportation vessels | |
US10287879B2 (en) | Systems and methods for downhole fluid analysis | |
CN209327131U (zh) | 一种煤岩三轴破坏测试实验装置 | |
MX2013009746A (es) | Metodo y aparato para analisis de region multifase. | |
Mai | Mechanisms of heavy oil recovery by waterflooding | |
Arman et al. | New test probe yields key reservoir answers | |
CN109812263B (zh) | 地层压力测量系统的性能测试装置和方法 | |
Akangbou | Optimizing Oil Production in Horizontal Wells: Water/Oil Cresting in Horizontal Wells | |
AU5194200A (en) | Early evaluation system for cased wellbore | |
CN116480332A (zh) | 一种油藏“压-闷-采”一体化压驱实验装置及测试方法 | |
NO317270B1 (no) | Fremgangsmate og anordning for testing av en formasjonsfluidprove innhentet fra en geologisk formasjon gjennomboret av en bronn |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM AZ BY KZ KG TJ TM |
|
MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): RU |