RU2646943C1 - Вискозиметр и способы его использования - Google Patents

Вискозиметр и способы его использования Download PDF

Info

Publication number
RU2646943C1
RU2646943C1 RU2016147070A RU2016147070A RU2646943C1 RU 2646943 C1 RU2646943 C1 RU 2646943C1 RU 2016147070 A RU2016147070 A RU 2016147070A RU 2016147070 A RU2016147070 A RU 2016147070A RU 2646943 C1 RU2646943 C1 RU 2646943C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
fluid
viscosity
additive
measuring
base fluid
Prior art date
Application number
RU2016147070A
Other languages
English (en)
Inventor
Авинаш РАМЕШ
Гаруд Биндиганавале СРИДХАР
Джонатан Вун Сиунг ЧОНГ
Раджеш ЛУХАРУКА
Льюис КОЛЛЭВЕЙ
Грегуар ОМОН
Иван АЛАНИЗ
Original Assignee
Шлюмбергер Текнолоджи Б.В.
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. filed Critical Шлюмбергер Текнолоджи Б.В.
Application granted granted Critical
Publication of RU2646943C1 publication Critical patent/RU2646943C1/ru

Links

Images

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/42—Compositions for cementing, e.g. for cementing casings into boreholes; Compositions for plugging, e.g. for killing wells
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
    • C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
    • E21B21/06—Arrangements for treating drilling fluids outside the borehole
    • E21B21/062—Arrangements for treating drilling fluids outside the borehole by mixing components
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/25—Methods for stimulating production
    • E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
    • E21B43/2607—Surface equipment specially adapted for fracturing operations
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
    • G01N11/00—Investigating flow properties of materials, e.g. viscosity, plasticity; Analysing materials by determining flow properties
    • G01N11/02—Investigating flow properties of materials, e.g. viscosity, plasticity; Analysing materials by determining flow properties by measuring flow of the material
    • G01N11/04—Investigating flow properties of materials, e.g. viscosity, plasticity; Analysing materials by determining flow properties by measuring flow of the material through a restricted passage, e.g. tube, aperture
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
    • G01N11/00—Investigating flow properties of materials, e.g. viscosity, plasticity; Analysing materials by determining flow properties
    • G01N11/02—Investigating flow properties of materials, e.g. viscosity, plasticity; Analysing materials by determining flow properties by measuring flow of the material
    • G01N11/04—Investigating flow properties of materials, e.g. viscosity, plasticity; Analysing materials by determining flow properties by measuring flow of the material through a restricted passage, e.g. tube, aperture
    • G01N11/08—Investigating flow properties of materials, e.g. viscosity, plasticity; Analysing materials by determining flow properties by measuring flow of the material through a restricted passage, e.g. tube, aperture by measuring pressure required to produce a known flow
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/02—Well-drilling compositions
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
    • E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
    • E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
    • G01N11/00—Investigating flow properties of materials, e.g. viscosity, plasticity; Analysing materials by determining flow properties
    • G01N11/02—Investigating flow properties of materials, e.g. viscosity, plasticity; Analysing materials by determining flow properties by measuring flow of the material
    • G—PHYSICS
    • G01—MEASURING; TESTING
    • G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
    • G01N11/00—Investigating flow properties of materials, e.g. viscosity, plasticity; Analysing materials by determining flow properties
    • G01N2011/0026—Investigating specific flow properties of non-Newtonian fluids

Landscapes

  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Pathology (AREA)
  • Biochemistry (AREA)
  • Analytical Chemistry (AREA)
  • Immunology (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • General Health & Medical Sciences (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Control Of Non-Electrical Variables (AREA)

Abstract

Изобретение относится к области промысловой геологии и может быть использовано в процессе добычи углеводородов из подземных геологических формаций. В данном документе описан способ измерения вязкости неньютоновской жидкости для поточного измерения и управления процессом. Процесс включает примешивание добавок к базовому флюиду для формирования неньютоновской жидкости. Неньютоновская жидкость подается в устройство для поточного измерения вязкости для получения результатов измерения реологических параметров. Затем введение добавок к базовому флюиду корректируется с учетом измеренных реологических параметров. Также раскрыта система, предназначенная для достижения указанных целей. Технический результат – повышение результативности корректировки процесса добычи углеводородов из подземных геологических формаций. 3 н. и 17 з.п. ф-лы, 8 ил.

Description

УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
[0001] Углеводороды (нефть, природный газ и т. п.) добывают из подземных геологических формаций (т. е. "пластов") бурением скважины, которая проходит через нефтегазоносный пласт. Скважина создает отдельный путь, по которому углеводородный флюид может достигать поверхности. Производство углеводородов (перемещение углеводородов из пласта к стволу скважины и, в конце концов, поверхности) происходит при наличии достаточно свободного пути от пласта к стволу скважины.
[0002] Гидроразрыв пласта, также упоминаемый как гидроразрыв, представляет собой основной способ улучшения продуктивности скважины с помощью создания проникающих трещин или каналов от ствола скважины в пласт. Закачка расклинивающих гранул или проппантов в процессе гидроразрыва пласта, содержащего нефть и газ, повышает возможные уровни добычи углеводорода. Гидроразрыв пласта представляет собой процесс нагнетания в нефтегазоносный пласт вязкого флюида под высоким давлением, что приводит к созданию или росту трещин в пласте. Эти трещины играют роль трубопроводов для потока углеводородов, заблокированных внутри пласта, к стволу скважины. Для удержания трещин открытыми и способными пропускать поток углеводородов к стволу скважины к трещинам внутри пласта несущим флюидом доставляются проппанты, заполняющие трещины проппантной набивкой, которая достаточно прочна, чтобы препятствовать закрытию трещины по давлением пласта, и при этом проницаема для потока флюидов внутри пласта.
[0003] Большинство жидкостей для гидроразрыва содержит гидрофильный полимер, растворенный в растворителе, таком как вода. Водорастворимые полимеры, применяемые чаще всего, представляют собой полисахариды, гуар и производные гуара. Высокий уровень вязкости гидрофильного полимера достигается, когда полимер гидратирован в достаточной мере.
[0004] В общем случае, гидратация полимера осуществляется в гидратационных баках с большими объемами, в которые подается смесь геля полимерной фазы и воды, чтобы производить гидратированный флюид как часть непрерывного приготовления жидкостей для гидроразрыва. В таких гидратационных баках используется, в основном, движение механических механизмов или процессы лопастного перемешивания, с использованием движущихся деталей, с приложением к ним усилий, для создания сдвигающих сил, повышающих скорость гидратации гидратирующегося полимера и обеспечивающих нужную вязкость гидратированного флюида на выходе из гидратационного бака. Для уменьшения размера гидратационного бака, с целью повышения скорости гидратации геля во время его пребывания внутри гидратационного бака, были предложены различные способы.
СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ
[0005] Данное краткое описание изобретения приводится для предоставления выбора концепций, которые дополнительно описаны ниже в подробном описании изобретения. Данное краткое описание не предназначено для идентификации ключевых или существенных признаков заявленного объекта изобретения, а также не предназначено для использования с целью ограничения объема заявленного объекта изобретения.
[0006] В соответствии с одним или более вариантами реализации изобретения, описанными в данном документе, предложен способ измерения вязкости неньютоновской жидкости для поточных измерений и управления процессом, включающий введение добавок в базовый флюид для формирования неньютоновской жидкости, подачу неньютоновской жидкости в устройство поточного измерения вязкости, измерение вязкости неньютоновской жидкости для получения реологических параметров и коррекцию введения добавок в базовый флюид на основе реологических параметров.
[0007] В соответствии с другими вариантами изобретения, описанными в данном документе, предложена система, полезная для приготовления суспензии, причем система содержит добавку и базовый флюид, источник базового флюида, устройство подачи добавки, смеситель, который смешивает добавку и базовый флюид для формирования суспензии, устройство поточного измерения вязкости, установленное в технологической линии для измерения вязкости суспензии, систему управления для регулировки скорости введения добавки и насос для перекачивания суспензии в системы, расположенные ниже по потоку.
[0008] Другие особенности и преимущества настоящего изобретения будут очевидны из приведенного ниже подробного описания и приложенной формулы изобретения.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ГРАФИЧЕСКИХ МАТЕРИАЛОВ
[0009] ФИГ. 1 иллюстрирует упрощенную диаграмму процесса в соответствии с одним или более вариантами реализации изобретения, описанными в данном документе.
[0010] ФИГ. 2 иллюстрирует упрощенную диаграмму процесса в соответствии с одним или более вариантами реализации изобретения, описанными в данном документе.
[0011] ФИГ. 3 иллюстрирует упрощенную диаграмму процесса на площадке, с которой производится гидроразрыв, в соответствии с одним или более вариантами реализации изобретения, описанными в данном документе.
[0012] ФИГ. 4 иллюстрирует упрощенную диаграмму процесса на буровой площадке, в соответствии с одним или более вариантами реализации изобретения, описанными в данном документе.
[0013] ФИГ. 5 иллюстрирует устройство измерения вязкости типа магнитоиндукционной турбины, в соответствии с одним или более вариантами реализации изобретения, описанными в данном документе.
[0014] ФИГ. 6A, 6B и 6C иллюстрируют устройство измерения вязкости типа расходомера Кориолиса, в соответствии с одним или более вариантами реализации изобретения, описанными в данном документе.
[0015] ФИГ. 7 иллюстрирует упрощенную диаграмму процесса, в соответствии с одним или более вариантами реализации изобретения, описанными в данном документе.
[0016] ФИГ. 8 иллюстрирует каскадное сопло, в соответствии с одним или более вариантами реализации изобретения, описанными в данном документе.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
[0017] Далее приводится описание вариантов реализации настоящего изобретения, примеры которых проиллюстрированы в прилагаемых графических материалах. В графических материалах и последующем описании, где это целесообразно, для обозначения одинаковых элементов используются одинаковые номера позиций. Следует понимать, что приведенное ниже описание изобретения не предназначено для исчерпывающего описания всех примеров и имеет лишь иллюстративный характер.
[0018] В общем случае, варианты реализации изобретения, описанные в данном документе, относятся к способам поточного измерения и управлению реологическими свойствами флюида, в частности неньютоновских жидкостей. Более конкретно, варианты реализации изобретения, описанные в данном документе, относятся к поточному измерению вязкости суспензии, так же как к способам управления процессом таким образом, чтобы воздействовать на вязкость суспензии в оперативном порядке. Таким образом, в одном или более вариантах реализации изобретения, система управления может управлять образованием геля для суспензии, с учетом измерений вязкости суспензии, выходящей из системы, когда суспензия для гидроразрыва закачивается под землю.
[0019] В соответствии с одним или более вариантами реализации изобретения, описанными в данном документе, настоящий процесс относится к использованию поточного вискозиметра для обеспечения обратной связи таким образом, чтобы создать возможность управления процессом приготовления обрабатывающего флюида. В сфере нефтепромыслового сервиса вязкость не является параметром, традиционно измеряемым поточным образом. В данном документе представлен способ, подходящий для различных видов оборудования, предназначенный для поточного оперативного автоматизированного управления процессом в нефтепромысловом сервисе с использованием поточного измерения вязкости обрабатывающего флюида.
[0020] Обрабатывающие флюиды, в соответствии с одним или более вариантами реализации изобретения, описанными в данном документе, могут использоваться во множестве вариантов подземной обработки, включая, но не ограничиваясь: обработку для интенсификации притока, обработку при бурении и обработку для борьбы с пескопроявлением скважин. В данном документе принято, что термин "обработка" или "обрабатывающий" относится к любой подземной операции, в которой используют флюид, выполняющий требуемую функцию и/или предназначенный для определенной цели. Термин "обработка" или "обрабатывающий" не обозначает какую-либо конкретную функцию флюида или его конкретного компонента. Примеры обрабатывающих флюидов включают цемент или буферные жидкости для применений в сфере цементирования, буровой раствор для бурильный применений или гель на основе гуара для применений в сфере гидроразрыва. Более конкретно, обрабатывающий флюид может представлять собой цементную суспензию, состоящую из воды, цемента (Класс G, Класс A и т. п.), диспергатора, антивспенивателя, замедлителя схватывания и вещества, предохраняющего от осаждения. Буферные флюидные системы могут использоваться для удаления бурового раствора из скважины или иного разделения двух типов флюидов, циркулирующих через скважину, и могут содержать, например, гидратирующийся полимер, так же как добавку-утяжелитель для достижения нужной плотности. В отношении жидкостей для гидроразрыва они могут представлять собой гели на основе гуара, гели на основе полиакриламида, боратные сшитые гели и/или жидкостные системы на основе карбоксиметилцеллюлозы (CMC). Буровые растворы могут представлять собой флюиды на основе воды или нефти (включая инвертные эмульсии) и могут содержать, например, гелеобразующие агенты, добавки-утяжелители (такие как барит), и т. п. В каждой из этих флюидных систем флюиды, в общем случае, смешивают на буровой площадке перед закачкой под землю. Например, на ФИГ. 3 и 4 проиллюстрированы площадка для работ по гидроразрыву и буровая площадка соответственно, которые обсуждаются ниже. На каждой из этих площадок добавки (жидкости, твердые частицы или газы), в общем случае, подмешивают к базовому флюиду, но процесс может также включать создание на удалении от площадки концентрированного раствора, который впоследствии разбавляют на площадке перед закачкой в скважину.
[0021] Каждый из описанных выше флюидов можно квалифицировать как неньютоновскую жидкость. Это означает, что если вязкость ньютоновской жидкости будет оставаться постоянной, независимо от приложенного к ней напряжения, то вязкость неньютоновской жидкости зависит от скорости сдвига и может также зависеть от времени. Среди описанных выше обрабатывающих флюидов некоторые из классов неньютоновских жидкостей, которые могут использоваться в соответствии с настоящим изобретением, включают тиксотропные жидкости (такие как флюиды, содержащие ксантан) и жидкости, разжижающиеся при сдвиге (такие как флюиды для гидроразрыва), при этом для описания реологии различных буровых флюидов было разработано несколько моделей (Бингамово пластическое тело, Степенной закон, Степенной закон при наличии предела текучести). До настоящего времени зависимость вязкости этих неньютоновских жидкостей от скорости сдвига затрудняла поточные измерения их вязкости.
[0022] Как описано выше, при гидроразрыве, цементировании и бурении, для управления процессом желательно использовать поточное измерение вязкости. В настоящее время не существует практически осуществимой технологии для поточной вискозиметрии. При цементировании и бурении плотность и реология представляют собой два важных параметра флюида, закачивамого в скважину. Тем не менее, бывают случаи, когда плотность флюида измерить трудно, включая цементные суспензии низкой плотности (концентрация частиц меньше чем 2 г/см3), вспененные цементные системы и загруженные волокнами цементные системы. В таких случаях, для управления процессом смешивания, можно использовать реологию флюида. Большинство из этих флюидов можно аппроксимировать к вязкопластической жидкости Бингама, которая характеризуется пределом текучести и пластической вязкостью. Пластическая вязкость может быть измерена с использованием поточного вискозиметра, установленного непосредственно после смесительного устройства, и измерения можно использовать для управления процессом смешивания, чтобы достичь заданной вязкости. Используя комбинацию плотности, которая может быть, а может не быть измерена поточным вискозиметром, и реологических свойств, конкретно вязкости, можно точно управлять процессом с помощью смешивания бурового раствора, цемента или буферной жидкости в оперативном порядке.
[0023] Процессом можно управлять с использованием многих способов. Например, с помощью выбора целевой вязкости, которая может варьироваться в зависимости от типа используемого флюида, дозировки добавок к смешиваемой системе, которые могут находиться в разной форме (жидкость, твердые частицы, газ), можно осуществлять коррекцию в оперативном порядке через высокоскоростной контур управления с обратной связью. Целевые вязкости могут находиться в диапазоне, например, 1-10000 сП. Альтернативно, путем мониторинга вязкости можно определять, насколько хорошо перемешан флюид, и предпринимать корректирующие действия для регулирования энергии смешивания, такие как увеличение или уменьшение скорости мешалки. В этом случае измерения только плотности будет недостаточно. Кроме того, при помощи мониторинга вязкости, можно обнаруживать возникновение проблем, таких как нежелательные отклонения в пропорциях сухих смесей или несоответствие базового флюида техническим условиям, такое как низкие уровни pH, и предпринимать необходимые действия, такие как включение предупреждающих сигналов или последовательные отключения.
[0024] Далее, управление процессом, основанное только на результатах измерения плотности в качестве обратной связи, может не давать возможности определять присутствие в суспензии небольших количеств захваченного воздуха/газа. Поскольку дозировка сухого вещества рассчитана на основе целевой плотности, в присутствии небольших количеств захваченного газа требуется добавлять больше сухого вещества для компенсации недостаточной плотности захваченного воздуха, фактически маскируя присутствие нежелательного газа. При таком сценарии вязкость увеличивается из-за присутствия небольших количеств захваченных пузырьков, что может запускать выполнение необходимых операций, таких как добавление или увеличение количества добавок, либо использование механических средств для удаления захваченного воздуха. Как описано выше, вязкость представляет собой предпочтительный параметр измерения для определения реологических параметров флюида.
[0025] Теперь обратимся к ФИГ. 1, на которой представлена упрощенная диаграмма процесса. Устройство подачи добавки 10 подает добавку (которая может необязательно представлять собой концентрированный раствор или твердые частицы) в смеситель 30, где добавка смешивается с базовым флюидом (вода, нефть и т. п.), поступающим по линии потока 22 из источника флюида 20. Добавка смешивается с базовым флюидом, в результате, образуется жидкая смесь 32, которая может представлять собой неньютоновскую жидкость. В зависимости от типа применения жидкая смесь может представлять собой буровой раствор, цементирующий флюид, вытесняющую жидкость, суспензию для гидроразрыва и т. п. В различных вариантах реализации изобретения, жидкая смесь 32 может быть разжижающейся при сдвиге, но предусмотрены также и другие типы неньютоновских жидкостей. Затем жидкая смесь 32 может подаваться в устройство поточного измерения вязкости 40. Можно измерять вязкость неньютоновской жидкости, чтобы получить ее реологические параметры и измеренный выходящий поток 42. Количество добавки, поступившее из устройства для подачи добавки 10 в смеситель 30, может корректироваться, с учетом результатов реологических измерений, через линию управления процессом 46.
[0026] В общем случае, для точного управления процессом, поточный вискозиметр должен быть установлен как можно ближе к смесителю. Такое размещение поможет избежать потерь в линии и проблем задержек. Кроме того, выше поточного вискозиметра по потоку может быть размещен соединенный с ним поршневой насос прямого вытеснения, чтобы сохранять скорость потока через измерительное устройство. В общем случае, скорость потока будет соответствовать скорости сдвига флюида. На падение давления от нагнетательного патрубка насоса до конца пробоотборной линии могут также оказывать влияние условия в конце линии, и, в связи с этим, результаты измерения вязкости могут быть искажены. Например, если устройство поточного измерения вязкости находится между смесителем и насосом, расположенным ниже по потоку, скорости потока могут изменяться, воздействуя на граничные условия измерения вязкости. В таком случае может потребоваться, чтобы поршневой насос прямого вытеснения, осуществляющий подачу в устройство измерения вязкости, отбирал из смесителя отдельный образец, в отличие от замкнутого контура технологической схемы, а затем возвращал его обратно в смеситель. Такой случай проиллюстрирован на ФИГ. 2. Как проиллюстрировано, жидкая смесь 32 подается в устройство 40 поточного измерения вязкости, и измеренный выходящий поток 42 возвращается обратно в смеситель 30. Данная рециркуляционная линия может быть открыта в атмосферу, это обеспечит, что все сопротивление потоку сводилось к сдвигу относительно стенок трубы. Кроме того, имеется вторая линия 38, по которой жидкая смесь обходит устройство 40 поточного измерения вязкости, поступает непосредственно в насос 50 и по нагнетательному трубопроводу 52 подается в скважину или к другим системам, расположенным ниже по потоку.
[0027] Снова обращаясь к ФИГ. 1, можно видеть, что часть измеренного выходящего потока 42 может поступать в насос 50 и по нагнетательному трубопроводу 52 подаваться в скважину или к другим системам, расположенным ниже по потоку. Кроме того, вторая часть измеренного выходящего потока 42 может через трубопровод 44 возвращаться в линию подачи флюида 22, из которой подается обратно в смеситель 30 для утилизации и разбавления. Флюид из источника флюида 20 может подаваться с предварительно выбранной скоростью. Скорость должна быть выбрана таким образом, чтобы обеспечивать подачу нужного объема, необходимого для подземных операций или других систем, расположенных ниже по потоку. Такая скорость потока может быть выбрана также из соображений потребности и способности к восстановлению закачанного под землю флюида, такого как восстановление буровых растворов. Кроме того, скорость потока может быть выбрана такой, чтобы сохранялось давление в стволе скважины. Например, скорость потока флюида, подаваемого из источника флюида 20, для разрывающих жидкостей или для буровых растворов может находиться в диапазоне 0,095-1145 куб. м/час (0,01-120 баррелей/мин).
[0028] Вязкость жидкой смеси 32 может соответствовать неньютоновской жидкости и находиться в диапазоне 1-10000 сП при скоростях сдвига 150-600 сек-1. Для сохранения этой вязкости устройство 40 поточного измерения вязкости может посылать сигнал устройству для подачи добавки 10 через линию управления процессом 46. В ответ на этот сигнал скорость подачи добавки может корректироваться либо в сторону увеличения, либо в сторону уменьшения количества добавки, подаваемого в смеситель 30. Например, концентрированный раствор может подаваться со скоростью из диапазона 0,0095-477 куб. м/час (0,001-50 баррелей/мин).
[0029] В различных вариантах реализации изобретения, используется система управления (не проиллюстрирована), которая имеет возможность управлять вязкостью флюида, подстраивая ее к оптимальному значению, выбранному исходя из желательной величины, специфической для данного вида деятельности (например, скорость суспензии под землей и концентрация для разрывающей жидкости). Конкретно, система управления выполнена с возможностью подавать определенное количество добавки в смеситель с базовым флюидом и разбавлять добавку базовым флюидом для получения предварительно заданной вязкости суспензии. На конечную вязкость флюида могут влиять различные особенности процесса, такие как количество добавки, внесенной для производства суспензии, время пребывания в смесителе или гидратационном баке (если, в качестве одной из добавок, присутствует гидратируемый полимер) и процесс разбавления в смесителе. Следовательно, эти элементы должны строго регулироваться для соответствия оптимальным значениям.
[0030] На ФИГ. 3 проиллюстрирована площадка для производства работ по гидроразрыву пласта. На площадке 200, в течение работ по гидроразрыву, разрывающую жидкость или суспензию закачивают с поверхности 118 скважины 120 в ствол скважины 122. На площадке 200 для производства работ по гидроразрыву установлено множество водяных баков 221, которые подают воду в устройства для приготовления геля 223. В устройстве для приготовления геля 223 вода из баков 221 соединяется с гелеобразующим агентом для формирования геля. Затем гель необязательно подается в блендер 225, где он смешивается с проппантом из устройства для подачи проппанта 227 для формирования разрывающей жидкости. Гелеобразующий агент повышает вязкость разрывающей жидкости и обеспечивает возможность суспендирования в ней проппанта. Он может также действовать как понизитель трения, создавая возможность производить закачку с более высокими скоростями и с меньшей потерей давления на трение.
[0031] Затем жидкость для гидроразрыва перекачивают из блендера при низком давлении к множеству плунжерных насосов 201, как показано жирными линиями 212. Каждый плунжерный насос 201 принимает жидкость для гидроразрыва под низким давлением и выгружает ее в общий коллектор 210 под высоким давлением, как показано пунктирными линиями 214. Затем коллектор 210 направляет жидкость для гидроразрыва в ствол скважины 122, как показано жирными линиями 215. Как проиллюстрировано, компьютеризованная система управления 229 может использоваться для управления всей площадкой 200 на протяжении операций по гидроразрыву пласта. В одном или более вариантах реализации изобретения, поточный вискозиметр по настоящему изобретению может быть установлен в линии потока флюида ниже по потоку, чем устройство производства геля 223, и может располагаться до или после блендера 225.
[0032] В некоторых вариантах реализации изобретения, описанная в данном документе система может представлять собой независимые блоки, установленные на технологических трейлерах (таких как трейлеры, на которых установлены устройство производства геля 223, блендер 225, плунжерные насосы 201), которые могут перемещаться на площадку для каждой операции на месторождении, в которой они используются. Для различных видов работ конкретная система для измерения вязкости может быть подключена к технологическому трейлеру разными способами. Для упрощения транспортировки трактором система измерения вязкости может предоставляться в виде комплекта оборудования, смонтированного на стандартном трейлере.
[0033] Как проиллюстрировано на ФИГ. 3, буровая площадка 100 организована для бурения ствола скважины в толще пород 102 для добычи природных ресурсов, таких как нефть. Буровая система 110 содержит буровую вышку 120, компоновку бурильной колонны 130, систему циркуляции флюида 140 и блок управления 185. Буровая вышка 120 построена на площадке вышки 121, расположенной на земле. Буровая вышка 120 поддерживает компоновку бурильной колонны 130, которая установлена в ствол скважины 101 и выполняет буровые работы.
[0034] Компоновка бурильной колонны 130 содержит бурильную колонну 131, компоновку низа бурильной колонны 132 и приводную систему 133. В течение операций бурения ствола скважины 101 бурильная труба 131 вращается приводной системой 133, и это вращение передается через компоновку низа бурильной колонны 132 буровому долоту 134.
[0035] Система циркуляции флюида 140 содержит насос для бурового раствора 141, приемный чан 142, линию подачи 143 и возвратный канал 144. Система циркуляции флюида 140 прокачивает скважинный флюид через компоновку бурильной колонны 130 и в ствол скважины 101. Конкретно, насос для бурового раствора 141 перекачивает скважинный флюид, который находится в приемном чане 142, через линию подачи 143, а затем скважинный флюид закачивается в бурильную колонну 131. Затем скважинный флюид, закачанный в бурильную колонну 131, выливается из бурового долота 134 на дно ствола скважины 101 и возвращается в приемный чан 142 по возвратному каналу 144.
[0036] При бурении ствола скважины 101 флюиды, которые выходят из бурового долота 134 и циркулируют через ствол скважины 101, могут формировать тонкий, низкопроницаемый отфильтрованный осадок, изолирующий проницаемые пласты 102, пробуренные долотом 134. Эти скважинные флюиды могут состоять из синтетических полимеров или биополимеров (таких, которые улучшают реологические свойства (например, пластическую вязкость, величину динамического сопротивления сдвигу, статическое напряжение сдвига) бурового раствора), глин, полимерных понизителей вязкости, флокулянтов и органических коллоидов, добавленных в них для получения нужной вязкости и фильтрационных свойств. Для повышения плотности могут также быть добавлены утяжелители, такие как барит или карбонат. Такие добавки добавляют к флюиду через загрузочную воронку 145, и они могут быть отмерены дозировочным клапаном 182. Хотя проиллюстрировано, что загрузочная воронка 145 вводит добавки непосредственно в приемный чан 142, подразумевается, что для составления и смешивания флюида могут использоваться один или более смеситель, бак и т. п.
[0037] Блок управления 85 отслеживает свойства и состояние флюидов в стволе скважины 101 и системе циркуляции флюида 140, включая вязкость флюида, измеренную поточным способом в соответствии с настоящим изобретением. Блок управления 185 содержит, например, центральный процессор (CPU), постоянное запоминающее устройство (ROM), запоминающее устройство с произвольной выборкой (RAM), порты ввода/вывода, память и т. п. Блок управления 185 электрически связан с приводной системой 133, насосом для бурового раствора 141, дроссельным вентилем 183, дозировочным клапаном 182, так же как с поточным вискозиметром (не проиллюстрирован), который может быть установлен в линии подачи 143 или между приемным чаном 142 и насосом 141. После поточного измерения вязкости флюида блок управления может откорректировать настройку одного или более из дозировочных клапанов 182, дроссельного вентиля 183, насоса 141 или смесителя (не проиллюстрирован).
[0038] Чтобы обеспечить выдачу поточным вискозиметром, описанным в настоящем документе, пригодных к использованию достоверных результатов, поточные измерения могут быть увязаны с фоновыми замерами лабораторным устройством. Любое отклонение может быть рассчитано, и в процесс могут быть внесены нужные коррективы. Такие коррективы могут включать скорость введения добавки или изменения скорости добавления флюида. Флюид можно измерять, отслеживать и контролировать по его вязкости при конкретных скорости сдвига и температуре. Например, скорость сдвига может находиться в диапазоне 150-600 сек-1, а температура может находиться в диапазоне 4,44-48,89 °С (40-120°F). Далее, более нет необходимости анализировать неньютоновскую жидкость при многочисленных скоростях сдвига, как, например, при использовании реометра VISCOLINE (произведенного компанией Krohne, Inc). Способ, описанный в настоящем документе, просто дает возможность управлять процессом на основе сигнала обратной связи при заранее заданных скорости сдвига и температуре.
[0039] Чтобы увязать с фоновым замером лабораторного устройства, для коррелирующего измерения можно использовать вискозиметр Fann35. Например, можно описанным выше способом произвести тест контрольного флюида, с известной из измерений на Fann35 кривой вязкости, как функции сдвига при фиксированной температуре. Тестирование контрольного флюида может быть выполнено в процессе при различных скоростях потока в фиксированном отборном контуре. Измерение вязкости производится с использованием описанного выше способа, и измерение увязывается и/или сопоставляется с кривой вязкости, полученной на Fann35 при тестировании контрольного флюида и технологической суспензии. Затем любые несоответствия в измерениях могут быть обсчитаны и учтены в схеме управления процессом.
[0040] Для реализации описанного выше поточного способа определения реологических параметров и управления процессом можно использовать любой подходящий вискозиметр. Например, примеры таких устройств могут включать магнитоиндукционную турбину (Tesla Turbine), проиллюстрированную на ФИГ. 5. Для этого типа устройства поточного измерения вязкости скорость потока флюида задается поршневым насосом прямого вытеснения. Суспензия закачивается во вход турбины и в турбине генерируется мощность. Затем мощность и число оборотов в минуту (RPM) турбины, которое соответствует скорости сдвига суспензии, могут быть увязаны со скоростью потока и вязкостью известной для суспензии кривой, полученной на Fann35, по описанной выше методике. Магнитоиндукционную турбину можно сделать достаточно маленькой для установки на имеющихся трейлерах, и это устройство имеет высокую воспроизводимую точность. При необходимости, две или более магнитоиндукционных турбины могут быть установлены последовательно для получения средней вязкости по множественным падениям давления.
[0041] Другим таким устройством для поточного измерения вязкости может быть расходомер Кориолиса, проиллюстрированный на ФИГ. 6A. В расходомерах Кориолиса, таких как расходомер Кориолиса Promass, произведенный Endress+Hauser, для измерения вязкости флюида используются вращательное движение единственной измерительной трубки 2 и маятник 1. Как показано на ФИГ. 6B, для расчета вязкости используются поступательное движение (a) измерительной трубки 2, используемой для измерения плотности и массы потока флюида, вращательное движение (c) измерительной трубки и вращательное движение (b) маятника 1. ФИГ. 6C иллюстрирует, как скорость сдвига флюида воздействует на вращательное движение измерительной трубки. Этот метод измерения обеспечивает точные и воспроизводимые результаты для ньютоновских жидкостей. Для неньютоновских жидкостей расчеты вязкости воспроизводимы, но на точность оказывают отрицательное влияние изменения скорости сдвига. Эти изменения точности можно оценить сопоставлением с известной кривой, полученной на Fann35, а затем можно соответственно подкорректировать управление процессом, как описано выше.
[0042] При использовании расходомера Кориолиса вязкость тоже можно измерить точно, применяя один из многих способов. Например, в одном или более вариантах реализации изобретения, быстрое (например, от около 2 до около 60 секунд) снижение скорости потока неньютоновской жидкости до нуля может устранить сдвиг, вызванный движением флюида параллельно оси измерительной трубки. Такой способ также называют пульсацией. ʺПульсацияʺ неньютоновской жидкости может, следовательно, создавать возможность управления процессом путем повторения измерений вязкости через заданные периоды времени, обеспечивая возможность отбора нового образца измеряемого флюида. Другой способ остановки потока во внутренней измерительной трубке состоит в том, чтобы отклонить поток в параллельный канал, осуществляя, тем временем, измерение вязкости во внутренней трубке. Это обеспечивает возможность бесперебойной подачи жидкости при сохранении возможности измерения вязкости.
[0043] В одном или более другом варианте реализации изобретения, изменение частоты вращательных колебаний (от около 1 Гц до около 10000 Гц) может приводить к изменению скорости сдвига флюида и, следовательно, создавать возможность расчетов вязкости при различных скоростях сдвига. Изменение этой частоты можно осуществлять путем изменения частоты механизма возбуждения, который может быть с электронным управлением. Это можно осуществлять изменением частоты входного тока, который создает возможность осцилляций магнитного поля, используемого для возбуждения вибрации трубки. Измерение вязкости неньютоновских жидкостей при различных частотах может обеспечивать возможность полного определения реологических параметров флюида. В данном документе принято, что термин ʺполное определение реологических параметровʺ означает, что получено достаточно точек данных для установления зависимости вязкости от скорости сдвига. В случае флюида, подчиняющегося степенному закону, достаточно 2 точек данных (т. е. при двух различных частотах), но большее количество точек данных дает возможность лучше характеризовать флюид, улучшая приближение точек данных к теоретической кривой.
[0044] В одном или более другом варианте реализации изобретения, вращательные осцилляции могут вызывать изменения скорости сдвига в поперечном сечении трубки, создавая шумы в расчетах вязкости. Тем не менее, вращение прямой измерительной трубки вокруг ее продольной оси может уменьшать изменения скорости сдвига. Такую процедуру может потребоваться произвести (1) при нулевом потоке или (2) с маятником, присоединенным к измерительной трубке, который уравновешивает силы и создает возможность одновременных измерений массового потока. В этом способе можно использовать аппаратуру управляемого напряжения.
[0045] Для реализации описанного выше управления процессом можно использовать любое подходящее устройство. Например, типичные варианты такого устройства могут включать устройство с функциональными возможностями, способными обеспечивать непрерывное измерение точки (вязкость при предварительно заданной скорости сдвига от 1 сек-1 до 1000 сек-1, такой как, например, 171 сек-1, при комнатной температуре (25oC)) для технологического флюида (который может представлять собой ньютоновскую или неньютоновскую жидкость). Погрешность можно измерять в сравнении с предварительно заданной кривой измерения вязкости на вискозиметре Fann35 (настольный вискозиметр). Поточный вискозиметр должен иметь погрешность по меньшей мере в пределах 4%, например от около 1% до около 4% от результатов измерений на вискозиметре Fann35. Кроме того, для интеграции в оборудование на поверхности, устройство должно быть максимально компактным, достаточно прочным для применения в промышленных условиях, но не должно быть взрывобезопасным, и устройство должно выдавать данные по вязкости с помощью аналоговых (сигнал 4-20 мА) и/или цифровых сигналов.
[0046] На ФИГ. 7 проиллюстрирован вариант реализации устройства для поточного измерения вязкости. Как проиллюстрировано, устройство 710 содержит статический смеситель 712. Весь флюид, поступающий из основной подающей трубы 716, проходит туда и сразу после этого возвращается в основную подающую трубу 716. Тем не менее, можно также отводить из основной трубы 716 только часть потока флюида через устройство 710 или просто отбирать флюид для анализа из бака (не проиллюстрирован). Флюид в основной трубе 716 может представлять собой флюид, выходящий из смесителя (не проиллюстрирован), в котором смешиваются добавка и базовый флюид из устройства для подачи добавки и устройства для подачи базового флюида (не проиллюстрировано).
[0047] Большинство статических смесителей можно отнести к одной из двух категорий. Первая категория включает агрегаты, в которых смешивание происходит с помощью вращения в трубе. Эти статические смесители имеют сравнительно большую длину, и падение давления в них - низкое. Вторая категория включает статические смесители, в которых смешивание происходит растяжением флюида. Эти смесители - короткие, и падение давления в них - высокое. Можно использовать агрегат, относящийся к любой из этих категорий, но в частных вариантах реализации изобретения используются смесители первого типа (смешивание происходит с помощью вращения в трубе). Статический смеситель может иметь ограничения геометрических параметров Ks и Kp, специфические для смесителя, которые зависят от его геометрии, и могут быть определены с помощью процедуры предварительной калибровки по корреляции степени между модельной ньютоновской жидкостью и неньютоновской жидкостью, подчиняющейся степенному закону. Такая калибровка описана в патенте США 6412337.
[0048] Падения давления на статическом смесителе 712 определяются как разность давлений с использованием подходящих датчиков или других подходящих устройств. Первая ячейка 720 смонтирована в устройстве 710 выше по технологической цепочке, чем вход статического смесителя 712, а вторая ячейка 722 смонтирована ниже по потоку, чем выход статического смесителя 712. Эти ячейки 720, 722 спарены с помощью контура из жестких трубок 730, 732, ведущих к датчику разности давлений 740. Первая ячейка 720 соединена с первой стороной датчика разности давлений 740 при помощи первой трубки 730. Вторая ячейка 722 соединена со второй стороной датчика разности давлений 740 при помощи второй трубки 732.
[0049] Трубки 730, 732 заполнены практически несжимаемой жидкостью, такой как вода или этиленгликоль. Каждая из ячеек 720, 722 содержит деформируемую мембрану (не проиллюстрирована, выполнена из материала, такого как природный или синтетический каучук, способного точно передавать давление к несжимаемой жидкости и противостоять абразивному воздействию флюида).
[0050] Падение давления флюида на статическом смесителе 712 измеряется датчиком разности давлений 740, содержащим терминал вывода 750, с помощью которого соответствующий сигнал разности давлений ΔP передается по проводам 752. Затем терминал вывода 750 определяет параметры сдвига флюида и может также рассчитать кажущуюся вязкость, что более подробно обсуждается ниже. После того как флюид был сдвинут и его реологические параметры определены, он может быть возвращен в смеситель, расположенный по потоку выше статического смесителя 712, подан в насос для закачки в забойную зону ствола скважины или то и другое.
[0051] Подлежащий тестированию флюид протекает со средней скоростью потока (V) по трубе заданного диаметра (D). Средняя скорость потока (V) выражается метрами в секунду или эквивалентом этой единицы измерения. Значения средней скорости потока (V) и диаметра (D) предпочтительно соответствуют своим аналогам в основной трубе, на которой установлено устройство по настоящему изобретению. Диаметр (D) по всему пути флюида в устройстве должен оставаться постоянным, чтобы минимизировать возмущения, которые могут генерироваться во флюиде.
[0052] Существуют два основных способа определения средней скорости потока (V). Первый заключается в измерении средней скорости потока (V) при помощи подходящего датчика. Второй состоит в калибровке подающего насоса, который используется для перемещения флюида. Насос подачи представляет собой либо подающий насос системы, с которой соединено реологическое устройство, либо поставляемый вместе с устройством дополнительный насос.
[0053] Когда флюид протекает в трубе, эффективная скорость сдвига (γ) связана со средней скоростью потока (V) флюида:
Figure 00000001
где D обозначает диаметр трубы, а KS - константа, зависящая от геометрии смесителя, которая обсуждалась выше. Флюиды со степенным законом описываются следующей формулой:
Figure 00000002
где τ обозначает напряжение, k - коэффициент консистенции, а n - показатель степенного закона.
[0054] Патент США № 6412337 относится к устройству и способу для измерения реологических параметров жидкости, подчиняющейся степенному закону, для реализации которого требуется наличие двух статических смесителей и измерение падения давления на них. Конкретно, в Патенте США № 6412337, k и n для жидкости, подчиняющейся степенному закону, рассчитываются по следующим уравнениям:
Figure 00000003
Figure 00000004
[0055] Следовательно, в таких уравнениях используются ΔP1 и ΔP2. В уравнении для n требуется только отношение ΔP2/ ΔP1, а для расчета k нужно по меньшей мере одно измерение ΔP. В данном документе описан способ для эмпирического задания отношения разности давлений как константы для данной скорости потока и данного набора флюидов. Если поступать таким образом, может оказаться возможным получение нужных реологических параметров с использованием единственного статического смесителя.
[0056] Кажущуюся вязкость (η) для жидкости, подчиняющейся степенному закону, можно рассчитать по следующему уравнению, с использованием:
Figure 00000005
где KS′ обозначает геометрическую константу данного расположения, в котором должна быть измерена кажущаяся вязкость. Например, если кажущаяся вязкость (η) должна быть рассчитана в статическом смесителе, то значение KS′ равно KS. Если кажущаяся вязкость (η) должна быть рассчитана в неприхваченной трубе, значение KS′ равно 8, эта цифра известна в данной области техники.
[0057] В таком процессе, чтобы избежать набегания флюида, можно использовать статический смеситель большего размера. В одном или более другом варианте реализации изобретения, возможно использование вместо статического смесителя других устройств для определения параметров сдвига. Например, на ФИГ. 8 проиллюстрирован пример такого альтернативного устройства: каскадное сопло. Этот тип сопла создает перепад давлений по длине сопла, который можно использовать для определения реологических свойств, как описано выше. В некоторых вариантах реализации изобретения, в этих же целях можно использовать проходное отверстие или сопло Вентури.
[0058] Хотя идеи настоящего изобретения были проиллюстрированы со ссылкой на один или более вариант реализации, возможны различные изменения и модификации проиллюстрированных примеров без отклонения от общей идеи и границ объема настоящего изобретения. Кроме того, хотя частные особенности настоящих идей могут быть раскрыты со ссылкой только на одно или несколько возможных применений, такая особенность может быть объединена с одной или несколькими другими особенностями других применений, которые могут быть желательными и полезными для любых данных или частных функций. Далее, в тех случаях, когда термины ʺвключающийʺ, ʺвключаетʺ, ʺимеющийʺ, ʺимеетʺ, ʺсʺ или их варианты использованы либо в подробном описании, либо в формуле изобретения, такие термины предназначены для охвата тех же значений, что и термин ʺимеющий в своем составеʺ. Кроме того, в описании и формуле, представленных в данном документе, термин ʺоколоʺ означает, что приведенное значение может быть несколько изменено, при условии, что изменение не приводит к несоответствию процесса или структуры проиллюстрированному варианту реализации изобретения. Наконец, ʺприведенный в качестве примераʺ указывает, что описание приведено, скорее, в качестве примера, чем в качестве идеального варианта.
[0059] Другие варианты реализации настоящего изобретения будут понятны специалистам в данной области, с учетом технических характеристик и практического осуществления концепций, описанных в данном документе. Подразумевается, что данное описание и примеры следует считать лишь типичными, а реальный объем и сущность данного изобретения указаны в следующей формуле изобретения.

Claims (39)

1. Способ измерения вязкости неньютоновской жидкости для поточных измерений и управления процессом, включающий этапы, на которых:
вводят одну или более добавку в базовый флюид для формирования неньютоновской жидкости;
подают неньютоновскую жидкость в устройство поточного измерения вязкости;
измеряют вязкость неньютоновской жидкости для получения реологических характеристик и измеренного выходящего потока;
регулируют введение одной или более добавки в базовый флюид на основе реологических измерений.
2. Способ по п. 1, дополнительно включающий:
подачу по меньшей мере части измеренного выходящего потока в насос; и
закачку измеренного выходящего потока в одну или более систему, расположенную ниже по потоку.
3. Способ по п. 1, дополнительно включающий возврат второй порции измеренного выходящего потока на стадию разбавления.
4. Способ по п. 1, в котором регулировка добавки представляет собой либо увеличение, либо уменьшение количества добавки, вводимой в базовый флюид.
5. Способ по п. 1, дополнительно включающий подачу базового флюида в смеситель из источника базового флюида или расходного бака.
6. Способ по п. 1, в котором базовый флюид подают в смеситель с выбранной скоростью.
7. Способ по п. 1, в котором неньютоновская жидкость является разжижающейся при сдвиге.
8. Способ по п. 1, в котором вязкость суспензии находится в диапазоне 1-10000 сП.
9. Способ по п. 1, в котором скорость сдвига в устройстве для измерения вязкости сохраняется в диапазоне 150-600 сек-1.
10. Способ по п. 1, в котором температура флюида в устройстве для измерения вязкости сохраняется в диапазоне 4,44-48,89 °С (40-120°F).
11. Система, применяемая для приготовления суспензии, содержащей добавку и базовый флюид, содержащая:
источник базового флюида;
устройство подачи добавки;
смеситель, выполненный с возможностью смешения добавки, подаваемой устройством для подачи добавки, и базового флюида, поступающего из источника базового флюида, для формирования суспензии;
устройство поточного измерения вязкости для измерения вязкости суспензии;
систему управления, выполненную с возможностью регулировать скорость введения добавки в ответ на измеренное значение вязкости суспензии; и
насос для перекачки суспензии в системы, расположенные ниже по потоку.
12. Система по п. 11, отличающаяся тем, что суспензия представляет собой неньютоновскую жидкость.
13. Система по п. 12, отличающаяся тем, что суспензия является разжижающейся при сдвиге.
14. Система по п. 11, отличающаяся тем, что по меньшей мере часть суспензии, выходящей из устройства поточного измерения вязкости, возвращается в смеситель.
15. Система по п. 11, отличающаяся тем, что времени пребывания в смесителе достаточно для регулировки вязкости суспензии с учетом результатов измерений, полученных в устройстве поточного измерения вязкости.
16. Система по п. 15, отличающаяся тем, что регулировка вязкости суспензии основана по меньшей мере на кривой рабочих характеристик, сгенерированной системой управления.
17. Система по п. 11, отличающаяся тем, что вязкость суспензии находится в диапазоне 1-10000 сП.
18. Способ по п. 11, отличающийся тем, что скорость сдвига в устройстве для измерения вязкости сохраняется на уровне 150-600 сек-1.
19. Способ по п. 11, отличающийся тем, что температура флюида в устройстве для измерения вязкости сохраняется в диапазоне 4,44-48,89 °С (40-120°F).
20. Устройство, используемое для приготовления и определения параметров скважинного флюида, содержащее:
блок подачи базового флюида, выполненный с возможностью подачи базового флюида;
устройство подачи добавки, выполненное с возможностью подачи добавки;
смеситель, выполненный с возможностью смешивания добавки с базовым флюидом и формирования скважинного флюида;
насос, выполненный с возможностью закачки скважинного флюида в глубину ствола скважины; и
устройство поточного измерения вязкости, выполненное с возможностью измерения вязкости скважинного флюида, причем устройство поточного измерения вязкости расположено между смесителем и насосом, при этом устройство поточного измерения вязкости содержит:
устройство определения параметров сдвига, выполненное с возможностью создания перепада давления выше и ниже устройства определения параметров сдвига по потоку; и
множество датчиков давления, выполненных с возможностью измерения перепада давления на устройстве для определения параметров сдвига.
RU2016147070A 2014-05-02 2015-05-04 Вискозиметр и способы его использования RU2646943C1 (ru)

Applications Claiming Priority (9)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US201461987614P 2014-05-02 2014-05-02
US201461987602P 2014-05-02 2014-05-02
US61/987,602 2014-05-02
US61/987,614 2014-05-02
US201462019589P 2014-07-01 2014-07-01
US201462019579P 2014-07-01 2014-07-01
US62/019,589 2014-07-01
US62/019,579 2014-07-01
PCT/US2015/029071 WO2015168689A1 (en) 2014-05-02 2015-05-04 Viscometer and methods of use thereof

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2646943C1 true RU2646943C1 (ru) 2018-03-12

Family

ID=54359426

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2016147070A RU2646943C1 (ru) 2014-05-02 2015-05-04 Вискозиметр и способы его использования

Country Status (9)

Country Link
US (1) US10544343B2 (ru)
EP (1) EP3137873B1 (ru)
AU (1) AU2015252820B2 (ru)
BR (1) BR112016025600B1 (ru)
CA (1) CA2946764C (ru)
DK (1) DK3137873T3 (ru)
RU (1) RU2646943C1 (ru)
SA (1) SA516380167B1 (ru)
WO (1) WO2015168689A1 (ru)

Families Citing this family (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
GB201518986D0 (en) 2015-10-27 2015-12-09 Hydramotion Ltd Method and apparatus for the measurement of fluid properties
US10564083B2 (en) 2016-05-18 2020-02-18 Saudi Arabian Oil Company Analyzing drilling fluid rheology at a drilling site
US10995773B2 (en) * 2016-10-03 2021-05-04 Energy Recovery, Inc. System for using pressure exchanger in mud pumping application
CN106568686B (zh) * 2016-11-02 2019-01-15 华南理工大学 一种测试水泥砂浆流变参数的方法
KR102013036B1 (ko) * 2017-04-13 2019-10-21 경상대학교산학협력단 연속적 유동장에서의 점도 측정 방법 및 시스템, 연속적 유동장에서의 비뉴턴 유체의 유량 또는 압력강하를 예측하는 방법 및 시스템
US20190094119A1 (en) * 2017-09-25 2019-03-28 Schlumberger Technology Corporation Pipe rheometer

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3885429A (en) * 1973-11-30 1975-05-27 Mihaly Megyeri Method for measuring the rheological properties of fluids in the bore holes of deep-wells
US20080127718A1 (en) * 2006-11-30 2008-06-05 Chevron Oronite S.A. Method for using an alternate pressure viscometer
US20090090504A1 (en) * 2007-10-05 2009-04-09 Halliburton Energy Services, Inc. - Duncan Determining Fluid Rheological Properties
US8372789B2 (en) * 2009-01-16 2013-02-12 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of designing treatment fluids based on solid-fluid interactions
US20140060175A1 (en) * 2012-09-06 2014-03-06 Nathan R. Hutchings Dual friction loop fluid flow resistance measurement apparatus
CN103725265A (zh) * 2012-10-10 2014-04-16 曾理 应用于膨润土溶液的复合降粘剂及其降粘工艺

Family Cites Families (11)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4821564A (en) 1986-02-13 1989-04-18 Atlantic Richfield Company Method and system for determining fluid pressures in wellbores and tubular conduits
US6412337B1 (en) * 2000-01-28 2002-07-02 Polyvalor S.E.C. Apparatus and method for measuring the rheological properties of a power law fluid
CN1185476C (zh) 2003-03-27 2005-01-19 北京科技大学 一种测定非牛顿粘性流体流变特性的仪器
US7621330B1 (en) * 2008-05-07 2009-11-24 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of using a lower-quality water for use as some of the water in the forming and delivering of a treatment fluid into a wellbore
US7621329B1 (en) * 2008-05-07 2009-11-24 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of pumping fluids having different concentrations of particulate at different average bulk fluid velocities to reduce pump wear and maintenance in the forming and delivering of a treatment fluid into a wellbore
US8387699B2 (en) * 2008-07-25 2013-03-05 Calfrac Well Services Ltd. Green coal bed methane fracturing fluid compositions, methods of preparation and methods of use
WO2012097425A1 (en) 2011-01-17 2012-07-26 Enfrac Inc. Fracturing system and method for an underground formation
FR2973828B1 (fr) * 2011-04-11 2014-04-18 Snf Sas Ensemble de materiel de mesure et regulation de viscosite en ligne a haute pression
US20150168284A1 (en) 2012-08-20 2015-06-18 The United States Of America, As Represented By The Secretary, Dept. Of Health And Human Services Capillary viscometer and multiscale pressure differential measuring device
US9182376B2 (en) * 2013-02-28 2015-11-10 Halliburton Energy Services, Inc. Determining constituents of a wellbore fluid
US9435175B2 (en) * 2013-11-08 2016-09-06 Schlumberger Technology Corporation Oilfield surface equipment cooling system

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3885429A (en) * 1973-11-30 1975-05-27 Mihaly Megyeri Method for measuring the rheological properties of fluids in the bore holes of deep-wells
US20080127718A1 (en) * 2006-11-30 2008-06-05 Chevron Oronite S.A. Method for using an alternate pressure viscometer
US20090090504A1 (en) * 2007-10-05 2009-04-09 Halliburton Energy Services, Inc. - Duncan Determining Fluid Rheological Properties
US8372789B2 (en) * 2009-01-16 2013-02-12 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of designing treatment fluids based on solid-fluid interactions
US20140060175A1 (en) * 2012-09-06 2014-03-06 Nathan R. Hutchings Dual friction loop fluid flow resistance measurement apparatus
CN103725265A (zh) * 2012-10-10 2014-04-16 曾理 应用于膨润土溶液的复合降粘剂及其降粘工艺

Also Published As

Publication number Publication date
US10544343B2 (en) 2020-01-28
AU2015252820A2 (en) 2016-12-15
AU2015252820A1 (en) 2016-11-17
CA2946764A1 (en) 2015-11-05
AU2015252820B2 (en) 2020-03-05
EP3137873A1 (en) 2017-03-08
DK3137873T3 (da) 2022-01-31
SA516380167B1 (ar) 2021-02-03
US20170058177A1 (en) 2017-03-02
BR112016025600A2 (pt) 2021-01-19
EP3137873B1 (en) 2021-10-27
EP3137873A4 (en) 2017-12-06
BR112016025600B1 (pt) 2021-06-01
WO2015168689A1 (en) 2015-11-05
CA2946764C (en) 2023-08-01

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2646943C1 (ru) Вискозиметр и способы его использования
US7090017B2 (en) Low cost method and apparatus for fracturing a subterranean formation with a sand suspension
CA2025791C (en) Mixing apparatus and method
US11806682B2 (en) Optimizing drilling mud shearing
US4821564A (en) Method and system for determining fluid pressures in wellbores and tubular conduits
US8893784B2 (en) Traced chemicals and method to verify and control formulation composition
US9695670B2 (en) Direct slurry weight sensor for well operation mixing process
US8251570B2 (en) Method for blending of concentrations for dilution on the fly
CA2616188A1 (en) Apparatus and method to monitor slurries for waste re-injection
CN204789530U (zh) 一种清水压裂液携砂能力测试装置
CN104777273A (zh) 用于测定驱油用聚合物溶液性能参数的三级剪切方法
US20200080391A1 (en) Integrated fluids mixing and delivery system
CN105064974A (zh) 一种静态混合系统和混砂车
CN106908354A (zh) 一种滑溜水压裂液摩阻测试装置及其测试方法
CN104965052B (zh) 一种清水压裂液携砂能力测试系统及测试方法
CN104792659B (zh) 用于测定驱油用聚合物溶液性能参数的二级剪切方法
CN104777272B (zh) 用于测定驱油用聚合物溶液性能参数的二级剪切方法
CN114502818B (zh) 自主式流体系统
CN106884623A (zh) 调堵作业地面模拟实验装置
US11439966B2 (en) High pressure static mixer
CN112858130A (zh) 测定暂堵剂对储层渗透率损害率的装置及方法
US20180312743A1 (en) Gel hydration units with pneumatic and mechanical systems to reduce channeling of viscous fluid
US11918962B2 (en) Proppant concentration accuracy in a fracturing fluid by compensating for proppant moisture
RU2729652C1 (ru) Способ разработки нефтяного пласта
CN115888538A (zh) 钻井液随钻在线自动配制系统及方法