RU2310069C2 - System for automatic measuring of volume gas content and real density of drilling fluid - Google Patents
System for automatic measuring of volume gas content and real density of drilling fluid Download PDFInfo
- Publication number
- RU2310069C2 RU2310069C2 RU2005140701/03A RU2005140701A RU2310069C2 RU 2310069 C2 RU2310069 C2 RU 2310069C2 RU 2005140701/03 A RU2005140701/03 A RU 2005140701/03A RU 2005140701 A RU2005140701 A RU 2005140701A RU 2310069 C2 RU2310069 C2 RU 2310069C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- module
- measuring
- pneumatic
- drilling fluid
- measuring module
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Sampling And Sample Adjustment (AREA)
- Arrangements For Transmission Of Measured Signals (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к измерительной технике и может использоваться в нефтегазовой отрасли на буровых установках для определения объемной газонасыщенности и истинной плотности бурового раствора в составе приборов автоматического контроля параметров процесса бурения и при проведении геолого-технологических исследований и газового каротажа.The invention relates to measuring equipment and can be used in the oil and gas industry in drilling rigs to determine the volumetric gas saturation and the true density of the drilling fluid as part of automatic control devices for drilling process parameters and during geological and technological research and gas logging.
Для предупреждения выбросов и открытых фонтанов гидростатическое давление на забой при вскрытии скважиной продуктивного пласта должно несколько превышать пластовое давление. Величины превышения гидростатического давления над пластовым определяются специальными регламентирующими документами, но должны быть минимальными, так как чрезмерное переутяжеление раствора резко снижает скорость проходки, необратимо ухудшает первоначальные фильтрационные свойства пласта-коллектора в призабойной зоне пласта, провоцирует самопроизвольный гидроразрыв пород ствола скважины, сопровождающийся катастрофическим уходом раствора и выбросом с переходом в открытый фонтан. Поэтому основой предупреждения выбросов и поглощений в скважине является тщательный контроль гидростатического давления столба бурового раствора на вскрытый продуктивный пласт. В практике бурения такой контроль осуществляется путем периодического измерения плотности бурового раствора, выходящего из скважины.To prevent emissions and open fountains, the hydrostatic pressure on the bottom when opening a productive formation by a well should slightly exceed the reservoir pressure. The excess hydrostatic pressure above the reservoir is determined by special regulatory documents, but should be minimal, since excessive overloading of the solution sharply reduces the penetration rate, irreversibly affects the initial filtration properties of the reservoir in the bottomhole formation zone, and provokes spontaneous hydraulic fracturing of the borehole accompanied by catastrophic departure of the solution and ejection with the transition to an open fountain. Therefore, the basis for preventing emissions and removals in the well is careful monitoring of the hydrostatic pressure of the drilling fluid column on the exposed reservoir. In drilling practice, such control is carried out by periodically measuring the density of the drilling fluid exiting the well.
Однако в отличие от несжимаемых буровых растворов, не содержащих газовой фазы, измерение плотности газированных буровых растворов не позволяет определить давление бурового раствора на забой скважины. Объясняется это тем, что свободный газ, содержащийся в буровом растворе, сжимается в скважине под действием давления столба жидкости и его объемная концентрация уменьшается в сотни раз, при этом плотность жидкости в скважине практически приближается к плотности исходного негазированного бурового раствора.However, unlike incompressible drilling fluids that do not contain a gas phase, the measurement of the density of carbonated drilling fluids does not allow determining the pressure of the drilling fluid at the bottom of the well. This is explained by the fact that the free gas contained in the drilling fluid is compressed in the well under the influence of the pressure of the liquid column and its volume concentration decreases by hundreds of times, while the density of the fluid in the well practically approaches the density of the original non-carbonated drilling fluid.
Исходя из этого у газированного бурового раствора необходимо произвести два измерения плотности: кажущуюся плотность - на выходе из скважины, и истинную плотность - в стволе скважины. Так как кажущаяся плотность не дает представления о давлении в скважине, гидростатическое давление в скважине следует определять по истинной плотности.Based on this, aerated drilling fluid requires two density measurements: the apparent density at the exit from the well, and the true density in the wellbore. Since the apparent density does not give an idea of the pressure in the well, the hydrostatic pressure in the well should be determined by the true density.
Истинную плотность газированного бурового раствора с достаточной для практики точностью можно определить по формуле (Дегтев Н.И., Зинкевич А.И. Контроль и дегазация буровых промывочных жидкостей. - М.: Недра, 1978, 152 с.):The true density of aerated drilling fluid with sufficient accuracy for practice can be determined by the formula (Degtev NI, Zinkevich AI Control and degassing of drilling drilling fluids. - M .: Nedra, 1978, 152 S.):
где ρи - истинная плотность бурового раствора (без газа);where ρ and is the true density of the drilling fluid (without gas);
ρг - плотность газированного бурового раствора;ρ g - density of aerated drilling fluid;
Vг - объемная концентрация свободного газа в растворе в %.V g - volume concentration of free gas in solution in%.
Для восстановления плотности раствора необходимо его дегазировать, не прибегая к его утяжелению. Однако на практике при малейшем снижении плотности за счет газирования в глинистый раствор вводят утяжелитель, что почти всегда вызывает тяжелые последствия за счет существенного необоснованного увеличения давления столба бурового раствора на пласт.To restore the density of the solution, it is necessary to degass it, without resorting to its weight. However, in practice, with the slightest decrease in density due to aeration, a weighting agent is introduced into the clay mud, which almost always causes severe consequences due to a significant unreasonable increase in the pressure of the drilling fluid column on the formation.
Если даже не случится выбросов и открытых фонтанов, то вскрытие продуктивных пластов на переутяжеленных растворах однозначно ухудшает фильтрационные свойства пласта-коллектора за счет образования зон кольматации и проникновения, снижая добывные возможности скважины, а также значительно снижает технико-экономические показатели буровых работ за счет уменьшения скорости бурения и возникновения различных осложнений.Even if there are no outbursts and open fountains, the opening of productive formations in overweight solutions will definitely worsen the filtration properties of the reservoir due to the formation of mudding and penetration zones, reducing the production capabilities of the well, and also significantly reduce the technical and economic performance of drilling operations by reducing the speed drilling and the occurrence of various complications.
При снижении плотности бурового раствора (за счет поступления пластовой воды, ввода реагентов, выпадения утяжелителей или за счет появления в растворе свободного газа) необходимо принять оперативные решения по утяжелению бурового раствора (по первым причинам) или по его дегазации без утяжеления (при появлении свободного газа). Поэтому необходимо оперативно определять концентрацию свободного газа в растворе и его кажущуюся плотность, после чего по приведенной формуле (1) вычислять истинную плотность раствора. Если она соответствует норме, следует дегазировать раствор, не прибегая к его утяжелению.With a decrease in the density of the drilling fluid (due to the inflow of produced water, the introduction of reagents, the deposition of weighting agents or due to the appearance of free gas in the solution), it is necessary to take operational decisions to increase the weight of the drilling fluid (for the first reasons) or to degass it without weighting (when free gas ) Therefore, it is necessary to quickly determine the concentration of free gas in the solution and its apparent density, after which, using the above formula (1), calculate the true density of the solution. If it meets the norm, you should degass the solution without resorting to its weight.
Для целей регулярного контроля бурового раствора по содержанию свободного газа и истинной плотности разработана методика определения концентрации свободного газа в газированных растворах компрессионным методом, разработаны и внедрены ручные и автоматические приборы для проведения регулярного контроля (Бережной А.И., Дегтев Н.И. Дегазация промывочных растворов в бурении. - М.: Гостоптехиздат, 1963, 164 с.; Дегтев Н.И., Зинкевич А.И. Контроль и дегазация буровых промывочных жидкостей. - М.: Недра, 1978, 152 с.). Из этих источников информации известны: плунжерный прибор ВГ-1 (SU 147364, опубл. 1962, №10), ВГ-2, модернизированный прибор ВМ-6 (ручные приборы); автоматический прибор для непрерывного замера свободного газа в буровом растворе, автоматические приборы АКГ, автоматические комплексы АК-1 и АК-2.For the purpose of regular monitoring of the drilling fluid by the free gas content and true density, a method for determining the concentration of free gas in carbonated fluids by the compression method has been developed, manual and automatic devices for regular monitoring have been developed and implemented (Berezhnoy A.I., Degtev N.I. Degassing flushing drilling fluids. - M.: Gostoptekhizdat, 1963, 164 pp .; Degtev NI, Zinkevich AI Control and degassing of drilling drilling fluids. - M .: Nedra, 1978, 152 pp.). Of these sources of information are known: the plunger device VG-1 (SU 147364, publ. 1962, No. 10), VG-2, the upgraded device VM-6 (hand held devices); automatic device for continuous measurement of free gas in drilling mud, automatic AKG devices, automatic complexes AK-1 and AK-2.
Недостатком известных ручных приборов является их непригодность для организации непрерывного высокоточного контроля бурового раствора по содержанию свободного газа.A disadvantage of the known hand-held devices is their unsuitability for organizing continuous high-precision control of the drilling fluid according to the content of free gas.
Недостатками всех известных автоматических приборов для определения содержания свободного газа в буровом растворе компрессионным методом являются:The disadvantages of all known automatic devices for determining the free gas content in the drilling fluid by compression method are:
- дискретность измерения со временем цикла 3 минуты (20 измерений в час);- discreteness of measurement with a cycle time of 3 minutes (20 measurements per hour);
- малый объем измеряемой пробы (100 см3);- small volume of the measured sample (100 cm 3 );
- низкая точность измерения.- low measurement accuracy.
Эти недостатки не так существенны при общем контроле бурового раствора, но они не позволяют использовать эти приборы при газовом каротаже. Например, при скорости разбуривания пласта-коллектора 60 м/час (что характерно для Западной Сибири) одно определение будет приходиться на 3 м проходки, что для газового каротажа совершенного неприемлемо.These disadvantages are not so significant in the overall control of the drilling fluid, but they do not allow the use of these devices in gas logging. For example, at a drilling speed of the reservoir layer of 60 m / h (which is typical for Western Siberia), one determination will be for 3 m of penetration, which is unacceptable for gas logging.
Известно устройство для непрерывного определения объемной газонасыщенности бурового раствора путем установки на разъемном устье 3х высокоточных датчиков давления (Лукьянов Э.Е., Стрельченко В.В. Геолого-технологические исследования скважин. - М.: Нефть и газ, 1997, 688 с.), но, к сожалению, из-за малой высоты разъемного устья и малой измерительной базы реализовать этот перспективный метод определения объемной газонасыщенности бурового раствора удается далеко не всегда.A device is known for the continuous determination of the volumetric gas saturation of a drilling fluid by installing 3 x high-precision pressure sensors on a detachable mouth (Lukyanov E.E., Strelchenko V.V. Geological and technological research of wells. - M.: Oil and gas, 1997, 688 p. ), but, unfortunately, due to the low height of the detachable mouth and the small measuring base, this promising method for determining the volumetric gas saturation of the drilling fluid is far from always possible.
Известно устройство для определения газосодержания бурового раствора по SU 1481661, 12.01.87, содержащее датчики проводимости (сопротивления) индуктивного типа размещенные в двух измерительных камерах под различным давлением. Недостатками данного устройства являются необходимость использования насоса для подачи раствора и невысокая точность определения газосодержания. Эти недостатки не позволили внедрить устройство в практику буровых работ.A device for determining the gas content of a drilling fluid according to SU 1481661, 12.01.87, containing inductance-type conductivity (resistance) sensors placed in two measuring chambers under different pressures is known. The disadvantages of this device are the need to use a pump to supply the solution and the low accuracy of determining the gas content. These shortcomings did not allow to introduce the device into the practice of drilling operations.
Известно устройство для автоматического измерения объемного газосодержания бурового раствора по SU 1492239, 14.10.1987, содержащее пробоотборную и измерительную камеры. При работе данного устройства отбор проб на анализ производят без использования насоса для подачи раствора за счет поступления бурового раствора самотеком при погружении приемной части под уровень в желобе. Недостатком данного устройства является низкая надежность при работе на вязких буровых растворах. Надежной работе устройства не способствует и наличие в нем большого количества механических элементов. Кроме того, небольшой объем пробы и достаточно длительный цикл ее исследования серьезно снижают его информационную ценность.A device for automatically measuring the volumetric gas content of a drilling fluid according to SU 1492239, 10/14/1987, containing a sampling and measuring chamber. When this device is in operation, sampling for analysis is carried out without using a pump to supply the solution due to the flow of drilling fluid by gravity when the receiver part is submerged under the level in the trench. The disadvantage of this device is the low reliability when working on viscous drilling fluids. The reliable operation of the device is not conducive to the presence of a large number of mechanical elements in it. In addition, a small sample volume and a sufficiently long cycle of its research seriously reduce its informational value.
Наиболее близким к системе автоматического определения, предлагаемой в качестве изобретения, является устройство известное по SU 1046487, 22.06.82, содержащее отборочное устройство, камеру сжатия с размещенными в ней датчиками давления и уровня, по показаниям которых, через вычислительный блок, производят определение объемного газосодержания. Устройство работает также без использования насоса, проба бурового раствора самотеком поступает в отборочное устройство, а затем переводится в камеру сжатия. Недостатками данного устройства являются проблематичность его функционирования при высоких значениях вязкости бурового раствора из-за малого перепада давления в желобе и низкая точность определения газосодержания как в точке измерения, так и во всем потоке бурового раствора за счет малого объема пробы и длительного цикла исследований.Closest to the automatic detection system proposed as an invention is a device known according to SU 1046487, 06/22/82, containing a selection device, a compression chamber with pressure and level sensors located in it, according to the readings of which, through a computing unit, volumetric gas content is determined . The device also works without the use of a pump, a sample of drilling fluid flows by gravity into the selection device, and then transferred to the compression chamber. The disadvantages of this device are the difficulty of its functioning at high values of the viscosity of the drilling fluid due to the small pressure drop in the trench and the low accuracy of determining the gas content both at the measurement point and in the entire flow of the drilling fluid due to the small volume of the sample and a long research cycle.
Задача создания изобретения - повышение точности и достоверности при измерениях объемного газосодержания и истинной плотности бурового раствора, а также повышение надежности работы системы за счет упрощения конструкции, повышение оперативности принятия технологических решений и автоматизации процесса измерения.The objective of the invention is to increase the accuracy and reliability when measuring the volumetric gas content and the true density of the drilling fluid, as well as improving the reliability of the system by simplifying the design, increasing the efficiency of technological decisions and automating the measurement process.
Решение указанной задачи достигается тем, что система для автоматического измерения объемного газосодержания и плотности бурового раствора содержит измерительный модуль, пневматический модуль, модуль электроники, при этом измерительный модуль выполнен в виде вертикально расположенной трубы с нижней и верхней камерами, в нижней камере модуля установлено отборное устройство, на вертикальной трубе размещен датчик дифференциального давления, в верхней камере установлены датчик абсолютного давления и сигнализатор уровня подачи раствора, верхняя камера измерительного модуля двумя пневматическими трубками соединена с пневматическим модулем, содержащим вакуум-насос, электродвигатель и три пневмоэлектроклапана, измерительный и пневматический модуль соединены электрическими связями с модулем электроники, осуществляющем функции управления работой системы, регистрацию и передачу информации.The solution to this problem is achieved by the fact that the system for automatically measuring the volumetric gas content and the density of the drilling fluid contains a measuring module, a pneumatic module, an electronics module, while the measuring module is made in the form of a vertically arranged pipe with lower and upper chambers, a selective device is installed in the lower chamber of the module , a differential pressure sensor is placed on a vertical pipe, an absolute pressure sensor and a solution level indicator are installed in the upper chamber a, the upper chamber of the measuring module with two pneumatic tubes is connected to a pneumatic module containing a vacuum pump, an electric motor and three pneumatic solenoid valves, the measuring and pneumatic module are electrically connected to an electronics module that performs the functions of controlling the operation of the system, recording and transmitting information.
Отборное устройство, размещенное в нижней камере измерительного модуля состоит из седла, размещенного на входном отверстии камеры и запирающего элемента, размещенного внутри камеры и присоединенного при помощи штока к электроклапану, вход электроклапана через разъем питания соединен с реле блока электроники.The selection device located in the lower chamber of the measuring module consists of a saddle placed on the inlet of the chamber and a locking element located inside the chamber and connected by a rod to the electrovalve, the inlet of the electrovalve through the power connector is connected to the relay of the electronics unit.
Датчик дифференциального давления выполнен в виде гидростатического плотномера, база измерения гидростатического плотномера, определяемая расстоянием между точками отбора давления, превышает 1000 мм.The differential pressure sensor is made in the form of a hydrostatic densitometer, the measurement base of the hydrostatic densitometer, determined by the distance between the pressure sampling points, exceeds 1000 mm.
Сигнализатор уровня подачи раствора, размещенный в верхней камере измерительного модуля выполнен в виде ультразвукового сигнализатора уровня, обеспечивающего подачу электрического сигнала в модуль электроники при заполнении измерительного модуля буровым раствором.The fluid level switch located in the upper chamber of the measuring module is made in the form of an ultrasonic level switch, which provides an electrical signal to the electronics module when the measuring module is filled with drilling fluid.
Измерительный модуль оснащен поплавковым сигнализатором уровня бурового раствора в месте отбора пробы, соединенном с разъемом подачи питания на электродвигатель вакуум-насоса и обеспечивающем автоматическое включение и выключение вакуум насоса.The measuring module is equipped with a float switch for drilling fluid level at the sampling point, connected to the power supply connector to the vacuum pump motor and providing automatic switching on and off of the vacuum pump.
Модуль электроники содержит программируемый контроллер, управляющий автоматической циклической работой системы посредством включения-выключения электроклапана в нижней камере измерительного модуля, обеспечивающего работу отборного устройства и электропневмоклапанов пневматического модуля, осуществляющих установление пониженного, атмосферного и повышенного давления в верхней камере измерительного модуля.The electronics module contains a programmable controller that controls the automatic cyclic operation of the system by turning on and off the solenoid valve in the lower chamber of the measuring module, which ensures the operation of the selective device and the electro-pneumatic valves of the pneumatic module, which establish low, atmospheric and high pressure in the upper chamber of the measuring module.
Модуль электроники содержит твердотельную энергонезависимую память для записи циклически измеренных и вычисленных выходных параметров системы: кажущейся плотности, объемного газосодержания и истинной плотности бурового раствора и интерфейс передачи информации параллельно с записью в твердотельную энергонезависимую память с привязкой к реальному времени по электрическим линиям связи на пульт бурильщика, в станцию геолого-технологических исследований или газокаротажную станцию, на рабочее место бурового мастера, супервайзера и на верхний уровень управления буровыми работамиThe electronics module contains a solid-state non-volatile memory for recording cyclically measured and calculated system output parameters: apparent density, volumetric gas content and true density of the drilling fluid and an information transfer interface in parallel with recording in solid-state non-volatile memory with real-time binding via electric communication lines to the driller’s console, to the station of geological and technological research or gas logging station, to the workplace of the drilling foreman, supervisor and to top level drilling management
Наличие этих существенных признаков устройства, предлагаемого в качестве изобретения, позволяет достичь поставленной задачи. Для получения технического результата засасываемую в измерительный модуль вакуумным насосом представительную пробу бурового раствора подвергают с помощью высокоточного гидростатического плотномера тройному определению плотности: под вакуумом на конечном этапе засасывания пробы в измерительный модуль, под атмосферным давлением в момент подачи в верхнюю часть измерительного модуля атмосферного давления, и под повышенным давлением при закачивании воздуха под давлением.The presence of these essential features of the device proposed as an invention, allows to achieve the task. To obtain a technical result, a representative sample of the drilling fluid that is sucked into the measuring module by a vacuum pump is subjected to a three-fold density determination using a high-precision hydrostatic densitometer: under vacuum at the final stage of sucking the sample into the measuring module, under atmospheric pressure at the moment of supplying the upper part of the atmospheric pressure measuring module, and under high pressure when pumping air under pressure.
Полученные значения ρв при Рв, ρа при Ра и ρп при Рп используют для определения (вычисления) содержания свободного газа (газонасыщенности) в буровом растворе по выражениям:The obtained values of ρ in when R in , ρ and when R a and ρ p when R p used to determine (calculate) the content of free gas (gas saturation) in the drilling fluid according to the expressions:
где Vг - объемное содержание свободного газа, %;where V g is the volumetric content of free gas,%;
ρа - плотность при атмосферном давлении Ра;ρ a - density at atmospheric pressure P a ;
ρв - плотность под вакуумом Рв;ρ in - density under vacuum P in ;
ρп - плотность при повышенном давлении Рп.ρ p - density at high pressure P p .
Наиболее точные значения Vг получаются по выражению (4).The most accurate values of V g are obtained by the expression (4).
После определения (вычисления) значений Vг производится вычисление истинной плотности бурового раствора ρи по выражению (1):After determination (calculation) values of V g are computed mud true density ρ and the expression (1):
где ρг - плотность газированного бурового раствора под атмосферным давлением (ρа, в выражениях (2-3)).where ρ g is the density of aerated drilling fluid under atmospheric pressure (ρ a , in expressions (2-3)).
Метод декомпрессионно-компрессионного определения газонасыщенности бурового раствора, реализуемый предлагаемым устройством, принципиально ничем не отличается от компрессионного метода его определения, с той лишь разницей, что определение плотности производится как под избыточным давлением, так и под вакуумом. Однако в практическом применении засасывание раствора под вакуумом дает огромное преимущество, т.к. не требует контакта бурового раствора с насосом, что резко повышает надежность работы системы и обеспечивает быстрое опорожнение измерительного модуля при подаче в его верхнюю часть атмосферного, а затем и повышенного давления. Преимуществом является и расширенный диапазон давлений при измерениях (вакуум - повышенное давление), что при использовании для определения Vг выражения (4) повышает точность измерения.The decompression-compression method for determining the gas saturation of a drilling fluid, implemented by the proposed device, is basically no different from the compression method for determining it, with the only difference being that the density is determined both under overpressure and under vacuum. However, in practical application, suctioning the solution under vacuum gives a huge advantage, because it does not require contact between the drilling fluid and the pump, which dramatically increases the reliability of the system and provides quick emptying of the measuring module when atmospheric pressure is applied to its upper part, and then increased pressure. An advantage is the extended pressure range during measurements (vacuum - increased pressure), which, when using expression (4) to determine V g, increases the measurement accuracy.
На фиг.1 представлена схема предлагаемой в качестве изобретения системы для автоматического измерения объемного газосодержания и плотности бурового раствора.Figure 1 presents a diagram of the proposed as an invention of a system for automatically measuring the volumetric gas content and density of the drilling fluid.
На фиг.2 показана циклограмма, поясняющая работу системы.Figure 2 shows a sequence diagram explaining the operation of the system.
Система содержит три основных модуля: измерительный модуль, пневматический модуль и модуль электроники.The system contains three main modules: measuring module, pneumatic module and electronics module.
Измерительный модуль содержит измерительную трубу 1 с внутренним покрытием водоотталкивающей пленкой, например фторопластом. На нижнюю часть измерительной трубы 1 навернута нижняя камера 2 с приемной трубой 3, погруженной под уровень бурового раствора, а на верхнюю часть измерительной трубы навернута верхняя камера 4, заканчивающаяся газоотводящей трубкой 5. На измерительной трубе 1 расположен датчик 6 дифференциального давления, выполненный в виде гидростатического плотномера на измерительной базе Δh≥1000 мм. На верхней камере 4 имеются петли 7 для подвески измерительного модуля над местом забора пробы, датчик 8 абсолютного давления, штуцер 9 для подачи воздуха, внутри камеры 4 расположен сигнализатор 10 верхнего уровня раствора. На нижней камере 2 расположен разъем 11 питания электроклапана 12, находящегося внутри камеры 2. На штоке 13 находится запирающий элемент 14, который в обесточенном состоянии электроклапана 12 устанавливается на седло 15. На приемной трубе 3 бурового раствора на кронштейне 16 расположен поплавковый сигнализатор 17 начала циркуляции.The measuring module comprises a measuring
Пневматический модуль содержит вакуум-насос 18 с электродвигателем 19. Вход вакуум-насоса 18 через электропневмоклапан 20 и пневмотрубку 21 соединен с газоотводящей трубкой 5 измерительного модуля, выход избыточного давления вакуум-насоса 18 через электропневмоклапан 22 и пневмотрубку 23 соединен со штуцером 9 верхней камеры 4 измерительного модуля, на пневмотрубке 23 имеется отвод на электроклапан 24. Пневматический модуль размещен в герметичном корпусе (на схеме не показан).The pneumatic module contains a
Модуль электроники содержит блок 25 питания; плату 26 сбора и преобразования информации; контроллер 27 для проведения вычислительных операций и управления работой системы; реле 28, через которое производится включение электроклапана 12; реле 29, отключающее при срабатывании питание электродвигателя 19 вакуум-насоса 18; твердотельная энергонезависимая память 30 с часами реального времени; интерфейс 31 выдачи информации на пульт бурильщика, в газокаротажную станцию или станцию геолого-технологических исследований, на рабочие места бурового мастера, технолога, супервайзера. Модуль электроники помещен в герметичный термостатированный корпус (на схеме не показан) с электрическими вводами-выводами и возможностью считывания информации из твердотельной энергонезависимой памяти.The electronics module includes a power supply 25;
Система для автоматического измерения объемного газосодержания и плотности бурового раствора работает следующим образом.A system for automatically measuring the volumetric gas content and density of the drilling fluid works as follows.
Блок 25 питания, работающий от сети 220 В, обеспечивает необходимые значения напряжения для работы всех составляющих системы.The power supply unit 25, operating from a 220 V network, provides the necessary voltage values for the operation of all components of the system.
Измерительный модуль при помощи петель 7 подвешивают над местом забора пробы. При появлении в месте установки приемной трубы 3 измерительного модуля бурового раствора (при включении циркуляции или выдавливании бурового раствора из скважины при спуске бурового инструмента) поплавковый сигнализатор 17 начала циркуляции срабатывает и подает напряжение на реле 29, которое включает электродвигатель 19 вакуум-насоса 18. Одновременно контроллер 27 обеспечивает отключение питания электроклапана 20 и через реле 28, разъем 11 включение электроклапана 12. Вакуум-насос 18 через пневмотрубку 21 и газоотводящую трубку 5 откачивает воздух из верхней камеры 4 измерительного модуля, при этом создается разрежение (вакуум), буровой раствор начинает подниматься в измерительной трубе 1. Давление (разрежение) в измерительном модуле определяется через датчик 8 абсолютного давления.Using the
Подъем раствора продолжается до срабатывания сигнализатора 10 верхнего уровня, релейный сигнал от которого поступает в контроллер 27, и далее по команде контроллера 27 срабатывает электропневмоклапан 20, отключающий от вакуум-насоса 18 измерительный модуль, обесточивается электроклапан 12, шток 13 вместе с запирающим элементом 14 движется вниз, обеспечивая посадку запирающего элемента 14 на седло 15. По истечении времени t1=1 c контроллер 27 выдает управляющий сигнал на срабатывание электропневмоклапана 24, открывающего доступ в верхнюю камеру 4 измерительного модуля атмосферного воздуха. Давление в верхней камере 4 измерительного модуля резко (за доли секунды) становится равным атмосферному. Через время t2=1,5 c по команде контроллера 27 электропневмоклапан 24 отключается и включается электропневмоклапан 22, обеспечивая через пневмолинию 23 и штуцер 9 подачу в верхнюю камеру 4 измерительного модуля воздуха под избыточным давлением с выходного штуцера вакуум-насоса 18. Из-за небольшого объема свободного пространства в измерительном модуле (≤1 л) давление в системе быстро достигает заданных значений, установленных программой в контроллере 27 (от 1800 до 2000 мбар абсолютного давления). По достижении давления на датчике 8 абсолютного давления установленных в контроллере 27 значений последний на время t3 около 1-2 с возвращает электропневмоклапан 22 в исходное состояние (сбрасывание давления от вакуум-насоса в атмосферу), после чего с одновременным включением электроклапана 12 вновь переключает электропневмоклапан 22 на подачу избыточного давления в верхнюю камеру 4 измерительного модуля. Находящийся в измерительном модуле буровой раствор быстро (за 3-4 с) выбрасывается из измерительного модуля, давление в котором падает до значений, чуть больше атмосферного. При этом срабатывают электропневмоклапаны 20 и 22, обеспечивая вакуумирование измерительного модуля и подъем новой представительной пробы бурового раствора (Vпр≥1,5 л) в измерительную трубу 1. Через время Тц цикл работы системы повторяется.The rise of the solution continues until the
Циклограммы управляющих сигналов при включении и выключении клапанов 12, 24, 20, 22 иллюстрированы на фиг.2 кривыми, номера которых соответствуют цифровым обозначениям соответствующих клапанов на фиг.1. Здесь же приведена соответствующая кривая циклического изменения абсолютного давления от времени P(t) в измерительном модуле при работе системы.Cyclograms of control signals when turning on and off the
Рекомендуемый для применения в системе вакуум-насос позволяет создавать вакуум 457 мм ртутного столба (5,9 метров водяного столба), что обеспечивает подъем бурового раствора плотностью 2500 кг/м3 на высоту 2,3 м с производительностью от 18 до 2 л/мин (среднее значение 10 л/мин) в зависимости от вакуума и высоты подъема. Для обычно применяемых в практике буровых работ плотностей растворов 1150-1350 кг/м3 проба объемом 2 литра может быть поднята на высоту 2 м примерно за 6-10 с и опорожнена примерно за 4-6 с. Таким образом, длительность цикла измерения для определения объемной газонасыщенности, плотности при атмосферном давлении и истинной плотности бурового раствора составляет 15-20 с (180-240 измерений в час).Recommended for use in the vacuum pump system, it is possible to create a vacuum of 457 mm Hg (5.9 meters water column), which ensures the rise of the drilling fluid with a density of 2500 kg / m 3 to a height of 2.3 m with a capacity of 18 to 2 l / min (average value 10 l / min) depending on vacuum and lifting height. For the densities of fluids 1150-1350 kg / m 3 commonly used in drilling practice, a sample of 2 liters can be raised to a height of 2 m in about 6-10 s and emptied in about 4-6 s. Thus, the length of the measurement cycle to determine the volumetric gas saturation, density at atmospheric pressure and the true density of the drilling fluid is 15-20 s (180-240 measurements per hour).
Достигаемая экспрессность измерения позволяет практически на порядок поднять детальность и точность определения параметров в автоматическом режиме, что существенно повысит безопасность и технико-экономические показатели буровых работ, а также обеспечивает условия реализации нового прямого количественного метода исследования скважин в процессе бурения - газового каротажа по объемной газонасыщенности раствора. Например, при скорости бурения 60 м/час на 1 м проходки будет приходиться 4 измерения (25 см на одно измерение), что позволит выделять нефтегазонасыщенные объекты даже в тонкослоистом разрезе.The achieved expressness of measurement allows increasing the detail and accuracy of parameter determination in automatic mode by almost an order of magnitude, which will significantly increase the safety and technical and economic performance of drilling operations, and also provides the conditions for the implementation of a new direct quantitative method for exploring wells during drilling - gas logging by volumetric gas saturation of a solution . For example, at a drilling speed of 60 m / h per 1 meter of penetration, 4 measurements will be made (25 cm per measurement), which will allow for the separation of oil and gas-saturated objects even in a thin-layered section.
Расширение диапазона рабочих давлений (от вакуума до избыточного), большая база измерения гидростатического плотномера, большой объем представительной пробы бурового раствора, высокая экспрессность исследования, прецизионная точность первичных преобразователей информации, простота и надежность конструкции предлагаемой системы обеспечивают высокую точность определения выходных параметров в автоматическом режиме для широкого диапазона плотностей бурового раствора на всех категориях скважин.Expanding the range of operating pressures (from vacuum to excess), a large base for measuring a hydrostatic densitometer, a large volume of a representative sample of drilling fluid, high expressivity of research, precision accuracy of primary information converters, simplicity and reliability of the design of the proposed system provide high accuracy in determining the output parameters in automatic mode for a wide range of drilling fluid densities in all categories of wells.
Чтобы исключить потери газа в желобах, отбор бурового раствора в систему рекомендуется производить из затрубного пространства до контакта раствора с атмосферой, в крайнем случае, как можно ближе к выходу раствора из скважины.In order to exclude gas losses in the trenches, it is recommended that the drilling fluid be taken into the system from the annulus before the fluid contacts the atmosphere, in the extreme case, as close as possible to the fluid outlet from the well.
Для измерения вакуума (или абсолютного давления) в системе (датчик 8) применяется универсальный датчик давления повышенной точности серии РМР4000 (Датчики давления фирмы Druck. Каталог ЗАО «Теккноу», Санкт-Петербург, 2002, с.45-46) на диапазон 0-2000 мбар абсолютного давления, а для измерения дифференциального давления (плотность) - датчик дифференциального давления той же серии на диапазон 0-175 мбар. Точность измерения датчиков серии РМР4000 ±0,04% ВПИ, 400% перегрузки, стабильность в течение года ±0,1% ВПИ. Применение данных датчиков в системе на измерительной базе Δh=1000 мм позволит работать с буровыми растворами в диапазоне их плотностей от 750 до 1750 кг/м3, обеспечивая определение объемной газонасыщенности, кажущейся плотности газированных растворов при атмосферном давлении и их истинной плотности с погрешностью не более ±0,1÷0,2%.To measure the vacuum (or absolute pressure) in the system (sensor 8), the PMP4000 series universal pressure sensor of increased accuracy is used (Druck pressure sensors. Catalog of Tekknou CJSC, St. Petersburg, 2002, p. 45-46) in the range 0- 2000 mbar absolute pressure, and for measuring differential pressure (density) - a differential pressure sensor of the same series in the range 0-175 mbar. Measurement accuracy of PMP4000 series sensors ± 0.04% VPI, 400% overload, stability during the year ± 0.1% VPI. The use of these sensors in a system on a measuring base Δh = 1000 mm will allow working with drilling fluids in the range of their densities from 750 to 1750 kg / m 3 , providing a determination of volumetric gas saturation, apparent density of carbonated fluids at atmospheric pressure and their true density with an error of not more than ± 0.1 ÷ 0.2%.
Полуторакратный запас объема раствора над верхним входом плотномера гарантирует корректное измерение плотности при атмосферном и повышенном давлении, когда происходит сжатие газированного столба бурового раствора.A one and a half-time supply of the solution volume above the upper inlet of the densitometer guarantees the correct measurement of the density at atmospheric and elevated pressure, when the carbonated column of the drilling fluid is compressed.
В качестве сигнализатора 10 верхнего уровня в камере 4 может быть использован, например, сигнализатор уровня ультразвуковой УЗС-107 (Номенклатурный каталог ОАО «Теплоприбор», г.Рязань, 2003, с 53-73)As an upper
В качестве сигнализатора 17 начала циркуляции может быть использован надежный поплавковый сигнализатор, например сигнализатор NIVOFLOAT (проспект фирмы NIVELCO PROCESS CONTROL CO. Будапешт, Венгрия, 2005) с максимальной нагрузкой до 1,1 кВт и степенью защиты 1Р68.As a signaling device 17, a reliable float signaling device can be used, for example, a NIVOFLOAT indicator (prospectus from NIVELCO PROCESS CONTROL CO. Budapest, Hungary, 2005) with a maximum load of up to 1.1 kW and degree of protection 1P68.
Полученные в предлагаемой системе результаты в виде экспрессного периодического определения кажущейся плотности бурового раствора, объемной газонасыщенности бурового раствора и истинной плотности бурового раствора через плату 26 сбора и преобразования информации заносятся в твердотельную энергонезависимую память 30 с привязкой к реальному времени с параллельной передачей их через интерфейс 31 на пульт бурильщика, в станцию геолого-технологических исследований или газокаротажную станцию, а также на рабочее место бурового мастера, технолога, супервайзера и на верхний уровень управления буровыми работами.The results obtained in the proposed system in the form of an express periodic determination of the apparent density of the drilling fluid, volumetric gas saturation of the drilling fluid and the true density of the drilling fluid through the data collection and
Claims (7)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2005140701/03A RU2310069C2 (en) | 2005-12-26 | 2005-12-26 | System for automatic measuring of volume gas content and real density of drilling fluid |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2005140701/03A RU2310069C2 (en) | 2005-12-26 | 2005-12-26 | System for automatic measuring of volume gas content and real density of drilling fluid |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2005140701A RU2005140701A (en) | 2007-07-10 |
| RU2310069C2 true RU2310069C2 (en) | 2007-11-10 |
Family
ID=38316245
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2005140701/03A RU2310069C2 (en) | 2005-12-26 | 2005-12-26 | System for automatic measuring of volume gas content and real density of drilling fluid |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2310069C2 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2459949C2 (en) * | 2010-09-28 | 2012-08-27 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Северо-Кавказский государственный технический университет" | Automated system for control of properties of drilling fluid prepared based on gaseous agents |
| RU2681790C2 (en) * | 2017-06-07 | 2019-03-12 | Общество с ограниченной ответственностью НАУЧНО-ПРОИЗВОДСТВЕННОЕ ПРЕДПРИЯТИЕ ГЕОФИЗИЧЕСКОЙ АППАРАТУРЫ "ЛУЧ" | System for automatic measurement of gas content and vortex degassing of drilling fluid |
Families Citing this family (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2485489C2 (en) * | 2010-10-04 | 2013-06-20 | Учреждение Российской академии наук Институт прикладной механики РАН (ИПРИМ РАН) | Device to measure volume concentration of gas bubbles in liquid |
-
2005
- 2005-12-26 RU RU2005140701/03A patent/RU2310069C2/en not_active IP Right Cessation
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2459949C2 (en) * | 2010-09-28 | 2012-08-27 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Северо-Кавказский государственный технический университет" | Automated system for control of properties of drilling fluid prepared based on gaseous agents |
| RU2681790C2 (en) * | 2017-06-07 | 2019-03-12 | Общество с ограниченной ответственностью НАУЧНО-ПРОИЗВОДСТВЕННОЕ ПРЕДПРИЯТИЕ ГЕОФИЗИЧЕСКОЙ АППАРАТУРЫ "ЛУЧ" | System for automatic measurement of gas content and vortex degassing of drilling fluid |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2005140701A (en) | 2007-07-10 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN110593850B (en) | Oil well monitoring equipment and method | |
| US6454002B1 (en) | Method and apparatus for increasing production from a well system using multi-phase technology in conjunction with gas-lift | |
| US6234030B1 (en) | Multiphase metering method for multiphase flow | |
| US6938461B1 (en) | Constant-head soil permeameter for determining the hydraulic conductivity of earthen materials at a wide range of depths | |
| US20020029883A1 (en) | System and method for fluid flow optimization | |
| MX2011004746A (en) | Fluid control in reservior fluid sampling tools. | |
| CN110439552B (en) | Multiphase flow fidelity sampling device and multiphase flow fidelity sampling method based on well drilling | |
| US3895527A (en) | Method and apparatus for measuring pressure related parameters in a borehole | |
| CN101460841A (en) | System and method for estimating filtrate contamination in formation fluid samples using refractive index | |
| CN110658105A (en) | Drilling fluid parameter measuring device and control method thereof | |
| RU2310069C2 (en) | System for automatic measuring of volume gas content and real density of drilling fluid | |
| RU2394153C1 (en) | Procedure for operation of high water flooded oil well | |
| US4694692A (en) | Drilling fluid density measurement system | |
| US7201068B2 (en) | Water cut meter for measurement of water in crude oil | |
| CN109281319A (en) | A kind of automated intelligent grouting system and match paste-making method, cement slurry density mensuration | |
| NO178206B (en) | Method and apparatus for measuring density and pressure loss in a flowing liquid | |
| RU2683435C1 (en) | Method for selecting the optimal operating mode of oil well | |
| RU54089U1 (en) | SYSTEM FOR AUTOMATIC MEASUREMENT OF VOLUME GAS CONTENT AND TRUE DENSITY OF THE DRILLING Mud | |
| US3911741A (en) | Pneumatic fluid weighing device | |
| CA3130679A1 (en) | System and method for determining pump intake pressure or reservoir pressure in an oil and gas well | |
| US4485675A (en) | Pneumatic fluid densiometer | |
| CN105258761A (en) | Bubble type water level indicator and water body sediment concentration detection method | |
| RU2681790C2 (en) | System for automatic measurement of gas content and vortex degassing of drilling fluid | |
| RU2220282C1 (en) | Process measuring production rate of oil wells in systems of sealed gathering and gear for its implementation | |
| CN109839154B (en) | Oil well metering system and method |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20081227 |