RU2798916C1 - Device and method for automated measurement of drilling fluid parameters - Google Patents
Device and method for automated measurement of drilling fluid parameters Download PDFInfo
- Publication number
- RU2798916C1 RU2798916C1 RU2023103226A RU2023103226A RU2798916C1 RU 2798916 C1 RU2798916 C1 RU 2798916C1 RU 2023103226 A RU2023103226 A RU 2023103226A RU 2023103226 A RU2023103226 A RU 2023103226A RU 2798916 C1 RU2798916 C1 RU 2798916C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- drilling fluid
- parameters
- measuring
- sensor
- pump
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к технологиям контроля и управления процессом бурения, в частности к устройству и способу автоматизированного измерения параметров бурового раствора, и может быть использовано в нефтяной и газовой промышленности при строительстве скважин.The invention relates to the oil and gas industry, and in particular to technologies for monitoring and controlling the drilling process, in particular to a device and method for automated measurement of drilling fluid parameters, and can be used in the oil and gas industry during well construction.
Известно, что на сегодняшний день в большинстве случаев процесс бурения нефтяных скважин ведется в осложненных условиях, например, на больших глубинах, или при большом отклонении от вертикали и на малоизученных свитах горных пород. Поэтому для успешного строительства скважин в сложных горно-геологических условиях, поисковых и разведочных скважин, наклонно-направленных скважин с большими отходами и горизонтальных скважин, возросла необходимость информационного обеспечения процесса бурения. В частности, возросла необходимость получения в текущий момент времени всей доступной информации о параметрах бурового раствора, а именно, для контроля и оперативного управления процессом бурения необходимо измерять следующие параметры бурового раствора, например: плотность, температуру, реологические константы, отношение объемного процента нефти к объемному проценту воды, электростабильность, удельное электрическое сопротивление, водородный показатель, минерализацию, статическое напряжение сдвига, концентрацию твердой фазы и другие параметры. It is known that today, in most cases, the process of drilling oil wells is carried out in complicated conditions, for example, at great depths, or with a large deviation from the vertical and in poorly studied rock suites. Therefore, for the successful construction of wells in difficult mining and geological conditions, prospecting and exploration wells, directional wells with large reach and horizontal wells, the need for information support for the drilling process has increased. In particular, the need to obtain at the current moment of time all available information about the parameters of the drilling fluid has increased, namely, for the control and operational management of the drilling process, it is necessary to measure the following parameters of the drilling fluid, for example: density, temperature, rheological constants, the ratio of the volume percentage of oil to the volume water percentage, electrical stability, electrical resistivity, pH, salinity, static shear stress, solids concentration and other parameters.
Однако, известные из уровня техники устройства для измерения параметров бурового раствора в промысловых условиях характеризуются недостаточным количеством измеряемых параметров, низкой частотой и скоростью измерений, сложностью конструкции. Способы измерения параметров бурового раствора характеризируются сложностью, недостаточной скоростью и точностью измерений. Так, из уровня техники известно устройство для контроля параметров бурового раствора (Патент РФ №2085725, опубликован 27.07.1997), содержащее первый датчик температуры, первый датчик удельного электрического сопротивления, установленные в резервуаре с буровым раствором, первый датчик расхода, первый гамма-датчик плотности, установленные на входе в скважину, второй датчик расхода, второй датчик температуры, второй датчик удельного электрического сопротивления, установленные на выходе скважины, второй гамма-датчик плотности, установленный на выходе скважины до системы очистки, выходы всех датчиков соединены с соответствующими входами коммутатора сигналов датчиков, выход коммутатора соединен с входом микро ЭВМ, выход которой соединен с блоком индикации. Причем дополнительно введены третий гамма-датчик плотности, установленный после системы очистки, три нейтронных датчика массовой доли жидкой фазы, установленные на входе в скважину, на выходе из скважины до системы очистки и после системы очистки, датчик вязкости и нейтрон-гамма датчик засоленности, установленные в резервуаре, выходы всех дополнительных датчиков также соединены через соответствующие входы коммутатора сигналов датчиков с входом микро ЭВМ.However, devices known from the prior art for measuring drilling fluid parameters in field conditions are characterized by an insufficient number of measured parameters, low frequency and speed of measurements, and design complexity. Methods for measuring drilling fluid parameters are characterized by complexity, insufficient speed and accuracy of measurements. Thus, a device for monitoring drilling fluid parameters is known from the prior art (RF Patent No. 2085725, published on July 27, 1997), containing the first temperature sensor, the first electrical resistivity sensor installed in the drilling fluid tank, the first flow sensor, the first gamma sensor density installed at the well inlet, the second flow sensor, the second temperature sensor, the second electrical resistivity sensor installed at the well outlet, the second gamma density sensor installed at the well outlet before the cleaning system, the outputs of all sensors are connected to the corresponding inputs of the signal switch sensors, the output of the switch is connected to the input of the microcomputer, the output of which is connected to the display unit. Moreover, a third gamma density sensor installed after the cleaning system, three neutron sensors of the mass fraction of the liquid phase installed at the well inlet, at the well outlet before the cleaning system and after the cleaning system, a viscosity sensor and a neutron gamma salinity sensor installed in the tank, the outputs of all additional sensors are also connected through the corresponding inputs of the sensor signal switch to the input of the microcomputer.
Существенным недостатком известного технического решения является малое количество измеряемых параметров бурового раствора, а именно посредством известного устройства представляется возможным измерить только следующие параметры: температура, плотность, удельное электрическое сопротивление, содержание жидкой фазы и вязкость, что, в свою очередь, не позволяет в полной мере контролировать процесс бурения из-за отсутствия объективной информации о динамике изменения других свойств бурового раствора в процессе бурения по времени и глубине. Кроме того, недостатком является использование в конструкции устройства нейтрон-гамма датчиков, что ограничивает применение известного устройства в нефтегазодобывающей промышленности из-за действующих стандартов по радиационной безопасности и охране труда. A significant disadvantage of the known technical solution is a small number of measured parameters of the drilling fluid, namely, using the known device, it is possible to measure only the following parameters: temperature, density, electrical resistivity, liquid phase content and viscosity, which, in turn, does not allow to fully control the drilling process due to the lack of objective information about the dynamics of changes in other properties of the drilling fluid in the process of drilling in time and depth. In addition, the disadvantage is the use of neutron-gamma sensors in the design of the device, which limits the use of the known device in the oil and gas industry due to the current standards for radiation safety and labor protection.
Также известна система и способ измерения расхода и свойств бурового раствора (Патент РФ №2285119, опубликован 10.10.2006), содержащая датчики давления и температуры, измеритель плотности раствора, измеритель проводимости раствора и вычислительное устройство, размещенные в одном измерительном модуле, устанавливаемом в основной трубопровод, причем измерительный модуль содержит дополнительно измеритель перепада давления на ссужающем устройстве, измеритель плотности раствора выполнен в виде двухзондового гамма-плотномера с низкофоновым источником гамма-излучения, вычислительное устройство обеспечивает определение и вычисление по заданному алгоритму объемного расхода раствора, массового расхода раствора, плотности раствора, электропроводности или минерализации раствора, температуры раствора, давления в системе, содержания твердой фазы в растворе, коэффициента гидравлических потерь в скважине. В свою очередь, способ измерения расхода и свойств бурового раствора включает измерение значений давления и температуры потока бурового раствора, измерение электрической проводимости, измерение плотности, после чего результаты измерений и вычислений, полученные в вычислительном блоке, заносятся в блок энергонезависимой твердотельной памяти.Also known is a system and method for measuring the flow rate and properties of the drilling fluid (RF Patent No. 2285119, published 10.10.2006), containing pressure and temperature sensors, a mud density meter, a mud conductivity meter and a computing device placed in one measuring module installed in the main pipeline , wherein the measuring module additionally contains a pressure drop meter on the narrowing device, the solution density meter is made in the form of a two-probe gamma density meter with a low-background source of gamma radiation, the computing device determines and calculates the solution volume flow rate, solution mass flow rate, solution density according to a given algorithm, conductivity or salinity of the solution, temperature of the solution, pressure in the system, solids content in the solution, coefficient of hydraulic losses in the well. In turn, the method for measuring the flow rate and properties of the drilling fluid includes measuring the values of pressure and temperature of the drilling fluid flow, measuring the electrical conductivity, measuring the density, after which the measurement and calculation results obtained in the computing unit are entered into the non-volatile solid-state memory unit.
Недостатком известного технического решения также является малое количество измеряемых параметров бурового раствора, а именно посредством известного устройства представляется возможным измерить только следующие параметры: давление, температура, плотность, удельное электрическое сопротивление и содержание твердой фазы, что, в свою очередь, не позволяет в полной мере контролировать процесс бурения из-за отсутствия объективной информации о динамике изменения других свойств бурового раствора в процессе бурения по времени и глубине. Кроме того, недостатком является использование в конструкции устройства гамма зондов, что усложняет и ограничивает применение известного устройства и способа в нефтегазодобывающей промышленности из-за действующих стандартов по радиационной безопасности и охране труда. The disadvantage of the known technical solution is also a small number of measured parameters of the drilling fluid, namely, using the known device, it is possible to measure only the following parameters: pressure, temperature, density, electrical resistivity and solids content, which, in turn, does not allow to fully control the drilling process due to the lack of objective information about the dynamics of changes in other properties of the drilling fluid in the process of drilling in time and depth. In addition, the disadvantage is the use of gamma probes in the design of the device, which complicates and limits the use of the known device and method in the oil and gas industry due to the current standards for radiation safety and labor protection.
Кроме того, известно устройство для анализа бурового раствора и способ проведения анализа бурового раствора (Патент РФ №2784875, опубликован 30.11.2022), принятое за прототип. Устройство содержит канал для раствора, камеру для раствора, сообщающуюся с каналом для раствора, датчик реологии, сообщающийся с камерой для раствора, датчик плотности, электрический регулятор температуры, сообщающийся с камерой для раствора, при этом камера для раствора выполнена охлаждаемой. Причем электрический регулятор температуры включает термоэлектрический материал, который создает одновременно зону нагрева и зону охлаждения. В свою очередь, способ проведения анализа бурового раствора включает отбор пробы бурового раствора из циркулирующего бурового раствора и его подачу в устройство, прием команд для анализа пробы бурового раствора при двух или более температурах, доведение температуры пробы бурового раствора до первой температуры из двух или более температур, анализ пробы бурового раствора при первой температуре с помощью датчика свойств раствора, автоматическое доведение температуры пробы бурового раствора до второй температуры.In addition, a device for analyzing a drilling fluid and a method for analyzing a drilling fluid are known (RF Patent No. 2784875, published on November 30, 2022), taken as a prototype. The device comprises a solution channel, a solution chamber communicating with the solution channel, a rheology sensor communicating with the solution chamber, a density sensor, an electric temperature controller communicating with the solution chamber, while the solution chamber is cooled. Moreover, the electric temperature controller includes thermoelectric material, which simultaneously creates a heating zone and a cooling zone. In turn, the method of conducting the analysis of the drilling fluid includes taking a sample of the drilling fluid from the circulating drilling fluid and feeding it into the device, receiving commands for analyzing the drilling fluid sample at two or more temperatures, bringing the temperature of the drilling fluid sample to the first temperature of the two or more temperatures. , analysis of the drilling fluid sample at the first temperature using the mud property sensor, automatic adjustment of the temperature of the drilling fluid sample to the second temperature.
Недостатком известного устройства для анализа бурового раствора является полуавтоматический принцип его работы, поскольку отбор образца бурового раствора из активной циркуляции и подачу отобранной пробы в устройство осуществляет оператор, что, в промысловых условиях, влияет на скорость измерения параметров бурового раствора, из-за чего не представляется возможным организовать быструю цикличную работу устройства не задействуя производственный персонал на скважине, по этой причине, при эксплуатации описанного устройства, отсутствует возможность цикличного (через заданные промежутки времени, например 6-8 минут) получения достаточной информации о динамике изменения свойств бурового раствора при бурении скважин по времени и глубине, из-за чего, в свою очередь, отсутствует возможность оперативно управлять и устранять проблемы, возникающие во время процесса бурения. Также существенным недостатком устройства является малое количество измеряемых параметров бурового раствора, а именно плотность, температура и реологические характеристики раствора, что, в свою очередь, также не позволяет в полной мере контролировать процесс бурения из-за отсутствия объективной информации о динамике изменения других свойств бурового раствора в процессе бурения по времени и глубине. Кроме того, конструкция устройства не предусматривает его быструю промывку и продувку воздухом после осуществления измерения параметров бурового раствора, что приводит к неточности получаемых результатов по времени и глубине при последовательных измерениях в процессе бурения. Способ измерения параметров бурового раствора, в свою очередь, характеризируется недостаточной скоростью и точностью измерений. The disadvantage of the known device for the analysis of drilling fluid is the semi-automatic principle of its operation, since the sampling of the drilling fluid from the active circulation and the supply of the selected sample to the device is carried out by the operator, which, in field conditions, affects the speed of measuring the parameters of the drilling fluid, which is why it does not appear it is possible to organize a fast cyclic operation of the device without involving production personnel at the well, for this reason, when operating the described device, there is no possibility of cyclic (at specified intervals, for example 6-8 minutes) obtaining sufficient information about the dynamics of changes in the properties of the drilling fluid when drilling wells time and depth, which, in turn, makes it impossible to quickly manage and eliminate problems that arise during the drilling process. Also, a significant disadvantage of the device is a small number of measured parameters of the drilling fluid, namely the density, temperature and rheological characteristics of the fluid, which, in turn, also does not allow to fully control the drilling process due to the lack of objective information about the dynamics of changes in other properties of the drilling fluid. during drilling in time and depth. In addition, the design of the device does not provide for its quick flushing and purging with air after the measurement of the parameters of the drilling fluid, which leads to inaccuracies in the results obtained in terms of time and depth during successive measurements during the drilling process. The method of measuring the parameters of the drilling fluid, in turn, is characterized by insufficient speed and accuracy of measurements.
Задачей настоящего изобретения является создание устройства, способа, системы и машиночитаемого носителя для автоматизированного измерения параметров бурового раствора, позволяющих с высокой скоростью получать объективную информацию о динамике изменения параметров бурового раствора в процессе бурения по времени и глубине, а именно: плотность, температура, реологическое поведение (зависимость напряжения сдвига от скорости сдвига), реологические константы (динамическое напряжение сдвига, пластическая вязкость, показатель консистентности, показатель нелинейности, предельное динамическое напряжение сдвига), структурно-механические свойства (статическое напряжение сдвига), электростабильность, удельное электрическое сопротивление и pH и минерализация, отношение объемного процента нефти к объемному проценту воды.The objective of the present invention is to create a device, method, system and computer-readable medium for automated measurement of drilling fluid parameters, allowing to obtain objective information about the dynamics of changes in drilling fluid parameters during drilling in time and depth, namely: density, temperature, rheological behavior (dependence of shear stress on shear rate), rheological constants (dynamic shear stress, plastic viscosity, consistency index, non-linearity index, ultimate dynamic shear stress), structural-mechanical properties (static shear stress), electrical stability, electrical resistivity and pH and salinity , the ratio of the volume percent of oil to the volume percent of water.
Техническим результатом изобретения является повышение скорости измерения параметров бурового раствора на водной и углеводородной основе при одновременном обеспечении высокой точности измерений, стабильного и надежного цикличного процесса измерений параметров бурового раствора. The technical result of the invention is to increase the speed of measurement of the parameters of the drilling fluid on a water and hydrocarbon basis while ensuring high measurement accuracy, a stable and reliable cyclic process of measuring the parameters of the drilling fluid.
Указанный технический результат достигается для устройства измерения параметров бурового раствора, содержащего последовательно соединенные между собой:The specified technical result is achieved for a device for measuring the parameters of a drilling fluid containing the following connected in series:
- канал для подвода и отвода бурового раствора;- channel for supply and removal of drilling fluid;
- насос;- pump;
- измерительный модуль, включающий по меньшей мере два датчика давления и капилляр, расположенный между датчиками;- measuring module, including at least two pressure sensors and a capillary located between the sensors;
- расходомер; - flow meter;
- емкость с установленными внутри датчиком уровня, датчиком температуры, датчиком электростабильности, датчиком рН и резистивности, датчиком диэлектрической проницаемости; - a container with a level sensor, a temperature sensor, an electrical stability sensor, a pH and resistivity sensor, and a dielectric constant sensor installed inside;
а также блок управления, сбора данных и определения параметров бурового раствора, соединенный с насосом, с возможностью его управления, датчиками давления измерительного модуля, расходомером, датчиком уровня, датчиком температуры, датчиком электростабильности, датчиком рН и резистивности, датчиком диэлектрической проницаемости.as well as a control unit, data acquisition and determination of drilling fluid parameters, connected to the pump, with the possibility of its control, pressure sensors of the measuring module, flow meter, level sensor, temperature sensor, electrical stability sensor, pH and resistivity sensor, dielectric constant sensor.
В заявленном устройстве насос может быть винтовым. In the claimed device, the pump may be screw.
В заявленном устройстве расходомер может быть кориолисовым. In the claimed device, the flow meter can be Coriolis.
В заявленном устройстве каждый датчик давления может представлять собой преобразователь давления с тензорезистивным сенсором.In the claimed device, each pressure sensor can be a pressure transducer with a piezoresistive sensor.
Заявленное устройство может дополнительно содержать по меньшей мере один гаситель пульсации, установленный между насосом и измерительным модулем. The claimed device may additionally contain at least one pulsation damper installed between the pump and the measuring module.
Заявленное устройство может дополнительно содержать кран управления потоком, установленный между насосом и измерительным модулем. The claimed device may additionally contain a flow control valve installed between the pump and the measuring module.
В заявленном устройстве емкость может дополнительно содержать нагревательный элемент. In the claimed device, the container may additionally contain a heating element.
В заявленном устройстве емкость может дополнительно содержать перемешивающее устройство. In the claimed device, the container may additionally contain a mixing device.
Заявленное устройство может дополнительно содержать запорную арматуру, установленную в канале для подвода и отвода бурового раствора, а также между емкостью и каналом для подвода и отвода бурового раствора, причем в качестве запорной арматуры могут быть использованы распределительные клапаны с пневматической системой их управления. The claimed device may additionally contain shut-off valves installed in the channel for supplying and discharging drilling fluid, as well as between the tank and the channel for supplying and discharging drilling fluid, and distribution valves with a pneumatic control system can be used as shut-off valves.
Заявленное устройство может дополнительно содержать канал для подвода и отвода промывочной жидкости. The claimed device may additionally contain a channel for supplying and discharging the flushing liquid.
Заявленное устройство может дополнительно содержать канал для подвода сжатого воздуха. The claimed device may additionally contain a channel for supplying compressed air.
Заявленное устройство может быть размещено в разборном корпусе. The claimed device can be placed in a collapsible case.
В заявленном устройстве блок управления, сбора данных и определения параметров бурового раствора может быть размещен в разборном корпусе.In the claimed device, the control unit, data collection and determination of the parameters of the drilling fluid can be placed in a collapsible housing.
Заявленное устройство может дополнительно содержать фильтр грубой очистки, установленный перед насосом. The claimed device may additionally contain a coarse filter installed in front of the pump.
Достижение технического результата обеспечивается за счет описанной конструкции устройства для измерения параметров бурового раствора, которое включает составные части, соединенные между собой сборочными операциями. Посредством описанного устройства обеспечивается повышение скорости автоматизированного измерения параметров бурового раствора (плотность, температура, реологическое поведение (зависимость напряжения сдвига от скорости сдвига), реологические константы (динамическое напряжение сдвига, пластическая вязкость, показатель консистентности, показатель нелинейности, предельное динамическое напряжение сдвига), структурно-механические свойства (статическое напряжение сдвига), электростабильность, удельное электрическое сопротивление и pH и минерализация, отношение объемного процента нефти к объемному проценту воды). При этом одновременно обеспечивается высокая точность измерений, стабильное и надежное протекание цикличного процесса измерения параметров бурового раствора, необходимого для оперативного управления и устранения проблем, возникающих во время процесса бурения скважин. The achievement of the technical result is ensured by the described design of the device for measuring the parameters of the drilling fluid, which includes components interconnected by assembly operations. The described device provides an increase in the speed of automated measurement of drilling fluid parameters (density, temperature, rheological behavior (dependence of shear stress on shear rate), rheological constants (dynamic shear stress, plastic viscosity, consistency index, nonlinearity index, limiting dynamic shear stress), structurally -mechanical properties (static shear stress), electrical stability, electrical resistivity and pH and salinity, the ratio of the volume percentage of oil to the volume percentage of water). At the same time, high measurement accuracy is ensured, as well as stable and reliable flow of the cyclic process of measuring the parameters of the drilling fluid, which is necessary for operational management and elimination of problems that arise during the drilling process.
Описанное устройство для измерения параметров бурового раствора может быть установлено в блоке приёмных ёмкостей буровой установки и может быть подсоединено к ёмкости активной циркуляции бурового раствора через канал для подвода и отвода бурового раствора. Так, посредством канала для подвода и отвода бурового раствора и насоса, соединенного с упомянутым каналом, выполненным с возможностью заполнения буровым раствором заявленного устройства, а также с возможностью регулирования скорости подачи бурового раствора, осуществляется подача бурового раствора в описанное устройство, например, из емкости активной циркуляции бурового раствора, и перекачивание бурового раствора по контуру заявленного устройства, при этом контур заявленного устройства включает в себя последовательно соединенные, например, посредством труб, канал для подвода и отвода бурового раствора, насос, измерительный модуль, включающий по меньшей мере два датчика давления и капилляр, расположенный между датчиками, расходомер, емкость с установленными внутри перемешивающим устройством, датчиком уровня, датчиком температуры, датчиком электростабильности, датчиком рН и резистивности, датчиком диэлектрической проницаемости. В одном из вариантов выполнения устройства насос может быть винтовым, что дополнительно повышает надежность работы заявленного устройства, обеспечивает высокую скорость измерений, и поддерживает стабильность потока вязкого бурового раствора с твердыми включениями (до 20 об. %) без пульсаций в заданном диапазоне производительности в широком диапазоне температурных режимов (от 5 ºC до 95 ºC). The described device for measuring the parameters of the drilling fluid can be installed in the block of receiving tanks of the drilling rig and can be connected to the tank of the active circulation of the drilling fluid through the channel for supplying and discharging the drilling fluid. So, by means of a channel for supplying and discharging drilling fluid and a pump connected to the said channel, which is made with the possibility of filling the claimed device with drilling fluid, as well as with the possibility of controlling the drilling fluid supply rate, the drilling fluid is supplied to the described device, for example, from an active tank. circulation of the drilling fluid, and pumping the drilling fluid along the circuit of the claimed device, while the circuit of the claimed device includes connected in series, for example, by means of pipes, a channel for supplying and discharging drilling fluid, a pump, a measuring module, including at least two pressure sensors and a capillary located between the sensors, a flow meter, a container with a mixing device installed inside, a level sensor, a temperature sensor, an electrical stability sensor, a pH and resistivity sensor, and a dielectric constant sensor. In one of the embodiments of the device, the pump can be screw, which further increases the reliability of the claimed device, provides high measurement speed, and maintains the stability of the flow of viscous drilling mud with solids (up to 20 vol.%) Without pulsations in a given performance range in a wide range temperature conditions (from 5 ºC to 95 ºC).
Под каналом подвода и отвода бурового раствора следует понимать устройство или предмет, обычно круглого сечения, предназначенное для подвода бурового раствора, например, из емкости активной циркуляции бурового раствора, в устройство для измерения параметров бурового раствора или отвода из него, которое может быть выполнено в виде патрубка или трубы с различными параметрами длины и диаметра из любого известного из уровня техники материала. Кроме того, канал для подвода и отвода бурового раствора может быть использован также как канал подвода и отвода промывочной жидкости, в случае, когда, канал для подвода и отвода бурового раствора отсоединен от емкости активной циркуляции бурового раствора и присоединен к емкости с промывочной жидкостью. Кроме того, канал для подвода и отвода бурового раствора может быть использован также как канал для подвода сжатого воздуха, в случае, когда, канал для подвода и отвода бурового раствора отсоединен от емкости активной циркуляции бурового раствора и присоединен к устройству подачи сжатого воздуха. A drilling fluid supply and discharge channel should be understood as a device or object, usually of a circular cross section, designed to supply drilling fluid, for example, from a drilling fluid active circulation tank, to a device for measuring parameters of a drilling fluid or removal from it, which can be made in the form a branch pipe or pipe with various parameters of length and diameter from any material known from the prior art. In addition, the drilling fluid inlet and outlet can also be used as a drilling fluid inlet and outlet when the drilling fluid inlet and outlet is disconnected from the active drilling fluid circulation tank and connected to the drilling fluid tank. In addition, the mud inlet and outlet channel can also be used as a compressed air inlet channel, in the case when the drilling fluid inlet and outlet channel is disconnected from the active drilling fluid circulation tank and connected to the compressed air supply device.
Измерительный модуль, соединенный с насосом, включающий по меньшей мере два датчика давления и капилляр, расположенный между датчиками, обеспечивает измерение реологических констант, таких как, например, динамическое напряжение сдвига, пластическая вязкость, показатель консистентности, показатель нелинейности, предельное напряжение сдвига и структурно-механических свойств (статическое напряжение сдвига) бурового раствора. Причем посредством датчиков давления измеряют давление на входе в капилляр и давление на выходе из капилляра. В одном из вариантов выполнения устройства в качестве датчика давления может быть использован преобразователь давления с тензорезистивным сенсором, принцип действия которого основан на измерительном мосте Уитстона. В одном из вариантов выполнения устройства датчики давления могут быть выполнены во взрывозащищенном исполнении. В качестве капилляра может быть использована гибкая система трубопроводов, например, так называемый промышленный рукав, выполненный из любого известного из уровня техники материала, или любая другая система трубопроводов, например, жесткая металлическая. Длина капилляра и его диаметр может варьироваться и подбирается под реологические свойства бурового раствора, используемого при бурении. В одном из примеров реализации описанного устройства для измерения параметров бурового раствора длина капилляра составляет 8 метров, а диаметр 19 мм. A measuring module connected to the pump, including at least two pressure sensors and a capillary located between the sensors, provides measurement of rheological constants, such as, for example, dynamic shear stress, plastic viscosity, consistency index, non-linearity index, ultimate shear stress and structural mechanical properties (static shear stress) of the drilling fluid. Moreover, by means of pressure sensors, the pressure at the inlet to the capillary and the pressure at the outlet of the capillary are measured. In one of the embodiments of the device, a pressure transducer with a strain-resistive sensor can be used as a pressure sensor, the principle of operation of which is based on the Wheatstone measuring bridge. In one of the embodiments of the device, the pressure sensors can be made in an explosion-proof design. As a capillary, a flexible piping system can be used, for example, the so-called industrial hose, made of any material known from the prior art, or any other piping system, for example, a rigid metal one. The length of the capillary and its diameter can vary and is selected according to the rheological properties of the drilling fluid used in drilling. In one embodiment of the described device for measuring drilling fluid parameters, the length of the capillary is 8 meters and the diameter is 19 mm.
Расходомер, последовательно соединенный с измерительным модулем, обеспечивает измерение следующих параметров бурового раствора: плотность, температура и объемный и массовый расходы. В одном из вариантов выполнения устройства расходомер может быть кориолисового типа, что дополнительно повышает надежность работы заявленного устройства, обеспечивает высокую точность и скорость измерений. Расходомер кориолисового типа может состоять из сенсора и электронного преобразователя сигнала (датчика). Сенсор может иметь две параллельные измерительные трубки, концы которых закреплены неподвижно, при этом между трубками закреплена задающая катушка, создающая колебания трубок. По бокам трубок на входе и выходе установлены детекторы, определяющие положения трубок друг относительно друга. Принцип работы расходомера кориолисового типа заключается в следующем, измеряемая среда (буровой раствор), поступающая в датчик, разделяется на равные половины, протекающие через две сенсорные трубки, при этом движение задающей катушки приводит к тому, что трубки колеблются вверх-низ в противоположных направлениях. При движении бурового раствора через датчик проявляется физическое явление, известное как эффект Кориолиса. Поступательное движение бурового раствора во вращательном движении сенсорной трубки приводит к возникновению кориолисового ускорения, которое, в свою очередь, приводит к появлению кориолисовой силы. Эта сила направлена против движения трубки, приданного ей задающей катушкой. Когда трубка движется вверх во время половины ее собственного цикла, то для жидкости, поступающей внутрь, сила Кориолиса направлена вниз. Как только жидкость проходит изгиб трубки, направление силы меняется на противоположное. Таким образом, во входной половине трубки сила, действующая со стороны жидкости, препятствует смещению трубки, а в выходной – способствует. Это приводит к изгибу трубки. Когда во второй фазе вибрационного цикла трубка движется вниз, направление изгиба меняется на противоположное. Сила Кориолиса и, следовательно, величина изгиба сенсорной трубки прямо пропорциональны массовому расходу жидкости. Детекторы измеряют фазовый сдвиг при движении противоположных сторон сенсорной трубки. Как результат изгиба сенсорных трубок – генерируемые детекторами сигналы не совпадают по фазе. Так, сигнал от входной стороны запаздывает по отношению к сигналу с выходной стороны. Разница во времени между сигналами измеряется в микросекундах и прямо пропорциональна массовому расходу. Чем больше сдвиг фаз между сигналами, тем больше массовый расход. Таким образом, расход определяется путём измерения временной задержки между сигналами электромагнитных преобразователей, а плотность - измерением резонансной частоты колебаний.The flow meter, connected in series with the measurement module, provides measurement of the following parameters of the drilling fluid: density, temperature, and volumetric and mass flow rates. In one of the embodiments of the device, the flowmeter can be of the Coriolis type, which further increases the reliability of the claimed device, provides high accuracy and speed of measurements. The Coriolis type flowmeter may consist of a sensor and an electronic signal converter (sensor). The sensor can have two parallel measuring tubes, the ends of which are fixedly fixed, while between the tubes a driving coil is fixed, which creates oscillations of the tubes. Detectors are installed on the sides of the tubes at the inlet and outlet, which determine the positions of the tubes relative to each other. The principle of operation of the Coriolis type flowmeter is as follows, the measured medium (drilling mud) entering the sensor is divided into equal halves flowing through two sensor tubes, while the movement of the drive coil causes the tubes to oscillate up and down in opposite directions. As drilling fluid moves through the sensor, a physical phenomenon known as the Coriolis effect occurs. The translational movement of the drilling fluid in the rotational motion of the sensor tube results in a Coriolis acceleration, which in turn results in a Coriolis force. This force is directed against the movement of the tube, given to it by the driving coil. When the tube moves up during half of its own cycle, then for the liquid entering, the Coriolis force is directed downward. As soon as the fluid passes the bend of the tube, the direction of the force is reversed. Thus, in the inlet half of the tube, the force acting from the side of the liquid prevents the tube from moving, and in the outlet half it contributes. This causes the tube to bend. As the tube moves downward in the second phase of the vibration cycle, the direction of the bend is reversed. The Coriolis force, and hence the amount of bend in the sensor tube, is directly proportional to the mass flow rate of the fluid. The detectors measure the phase shift as opposite sides of the sensor tube move. As a result of the bending of the sensor tubes, the signals generated by the detectors are out of phase. Thus, the signal from the input side lags behind the signal from the output side. The time difference between the signals is measured in microseconds and is directly proportional to the mass flow. The greater the phase shift between the signals, the greater the mass flow. Thus, the flow rate is determined by measuring the time delay between the signals of electromagnetic transducers, and the density is determined by measuring the resonant frequency of oscillations.
В емкости с установленными внутри нее датчиком уровня, датчиком температуры, датчиком электростабильности, датчиком рН и резистивности, датчиком диэлектрической проницаемости, обеспечивается измерение следующих параметров бурового раствора: температура, электростабильность, удельное электрическое сопротивление и/или рН (водородный показатель) и/или минерализация, водно-углеводородное отношение и/или содержание углеводородной жидкости. Стоит отметить, что заявленная вариативность и/или в случае измерения удельного электрического сопротивления, рН, минерализации, а также водно-углеводородного отношения, содержания углеводородной жидкости, обусловлена типом анализируемого бурового раствора, при этом при любом допускаемом указанной альтернативой выборе обеспечивается получение одного и того же технического результата. В частности, для бурового раствора на водной основе измеряют удельное электрическое сопротивление, рН и минерализацию, для бурового раствора на углеводородной основе измеряют удельное электрическое сопротивление и минерализацию водной фазы, что подтверждается приведенными ниже примерами. Также для бурового раствора на водной основе измеряют содержание углеводородной жидкости, а для бурового раствора на углеводородной основе измеряют водно-углеводородное отношение, что также подтверждается приведенными ниже примерами. In a tank with a level sensor, a temperature sensor, an electrical stability sensor, a pH and resistivity sensor, a dielectric constant sensor installed inside it, the following parameters of the drilling fluid are measured: temperature, electrical stability, electrical resistivity and / or pH (hydrogen index) and / or salinity , water-to-hydrocarbon ratio and/or hydrocarbon fluid content. It should be noted that the stated variability and / or in the case of measuring electrical resistivity, pH, salinity, as well as water-hydrocarbon ratio, hydrocarbon fluid content, is due to the type of drilling fluid being analyzed, while any choice allowed by this alternative ensures that one and the same the same technical result. In particular, electrical resistivity, pH and salinity are measured for water-based drilling fluid, electrical resistivity and salinity of the water phase are measured for oil-based drilling fluid, which is confirmed by the following examples. Also, for water-based drilling fluid, the hydrocarbon fluid content is measured, and for oil-based drilling fluid, the water-hydrocarbon ratio is measured, which is also confirmed by the examples below.
Измерительная емкость может быть изготовлена из нержавеющей стали, и включать в себя корпус и крышку, на которой могут быть закреплены упомянутые датчики. The measuring container can be made of stainless steel and include a body and a lid on which said sensors can be fixed.
Датчик уровня может быть выполнен двухпоплавковым и выполнять функцию регулятора уровня бурового раствора в емкости. Так, при достижении определенного уровня бурового раствора в емкости первый поплавок поднимается и быстрое заполнение емкости бурового раствора сменяется медленным ее заполнением, при достижении рабочего уровня бурового раствора в емкости поднимается второй поплавок и подача бурового раствора в емкость останавливается, тем самым исключаются переливы емкости. The level sensor can be made double-float and act as a regulator of the level of the drilling fluid in the tank. So, when a certain level of drilling fluid in the tank is reached, the first float rises and the rapid filling of the drilling fluid tank is replaced by its slow filling, when the working level of the drilling fluid in the tank is reached, the second float rises and the flow of drilling fluid into the tank stops, thereby eliminating tank overflows.
Под датчиком температуры, установленном внутри емкости, следует понимать любое известное из уровня техники устройство, предназначенное для измерения температуры. В одном из примеров реализации в качестве датчика температуры может быть использован капиллярный термостат. Under the temperature sensor installed inside the container, you should understand any device known from the prior art, designed to measure temperature. In one embodiment, a capillary thermostat can be used as a temperature sensor.
Под датчиком электростабильности, установленном внутри емкости, следует понимать любое известное из уровня техники устройство, предназначенное для измерения электростабильности бурового раствора. В одном из примеров реализации датчик электростабильности может представлять собой цилиндр из электроизоляционного материала с отверстием в основании, в стенки которого вставлены электроды, при этом на электроды подается напряжение с кабеля, проходящего внутри корпуса датчика.Under the electrical stability sensor installed inside the vessel, it should be understood any device known from the prior art, designed to measure the electrical stability of the drilling fluid. In one embodiment, the electrical stability sensor may be a cylinder of electrically insulating material with a hole in the base, in the walls of which electrodes are inserted, while the electrodes are energized from a cable passing inside the sensor housing.
Под датчиком рН и резистивности следует понимать любое устройство, предназначенное для измерения рН и резистивности бурового раствора. В одном из примеров реализации в качестве датчика рН и резистивности может быть использован комбинированный рН-электрод со встроенным термодатчиком, имеющий встроенный электрод сравнения – хлорсеребряный одноключевой перезаполняемый, керамический электролитический ключ и встроенный термодатчик, измеряющий температуру с точностью 0,1°C. Потенциометрическое определение pH заключается в измерении электродвижущей силы (ЭДС) электродной системы, где в качестве ионоселективного электрода используют чувствительный к ионам водорода электрод, в качестве электрода сравнения – стандартный электрод с известной величиной потенциала (хлорсеребряный электрод). A pH and resistivity sensor is any device designed to measure the pH and resistivity of a drilling fluid. In one of the implementation examples, a combined pH electrode with a built-in temperature sensor can be used as a pH and resistivity sensor, which has a built-in reference electrode - a silver chloride single-key refillable, a ceramic electrolytic key and a built-in temperature sensor that measures temperature with an accuracy of 0.1 ° C. The potentiometric determination of pH consists in measuring the electromotive force (EMF) of the electrode system, where an electrode sensitive to hydrogen ions is used as an ion-selective electrode, and a standard electrode with a known potential value (silver chloride electrode) is used as a reference electrode.
Под датчиком диэлектрической проницаемости следует понимать любое устройство, предназначенное для измерения диэлектрической проницаемости бурового раствора. В одном из примеров реализации датчик диэлектрической проницаемости может представлять собой две прямоугольные медные пластины в изоляторе, расположенные на определенном расстоянии друг от друга (например, 10 мм) и погруженные в буровой раствор в емкости. Эквивалентная схема такого конденсатора, представляется в виде последовательного соединения двух конденсаторов, причем рабочим диэлектриком второго служит буровой раствор.A dielectric sensor is any device designed to measure the dielectric constant of a drilling fluid. In one embodiment, the dielectric constant sensor may be two rectangular copper plates in an insulator spaced at a certain distance from each other (for example, 10 mm) and immersed in the drilling fluid in a tank. The equivalent circuit of such a capacitor is represented as a series connection of two capacitors, the working dielectric of the second being drilling mud.
В одном из вариантов выполнения в емкости устройства для измерения параметров бурового раствора может быть установлен нагревательный элемент, посредством которого обеспечивается, нагрев бурового раствора до заданной температуры, требуемой для измерения тех или иных параметров бурового раствора. В свою очередь, измерение параметров при разных температурах позволяет дополнительно повысить точность получаемых значений и минимизировать погрешности измерений. In one of the embodiments, a heating element can be installed in the tank of the device for measuring the parameters of the drilling fluid, by means of which it is ensured that the drilling fluid is heated to a predetermined temperature required to measure certain parameters of the drilling fluid. In turn, the measurement of parameters at different temperatures makes it possible to further improve the accuracy of the obtained values and minimize measurement errors.
В одном из вариантов выполнения в емкости устройства для измерения параметров бурового раствора может быть установлено перемешивающее устройство, размещенное внутри емкости, обеспечивающее перемешивание бурового раствора с целью предотвращения оседания твердой фазы на дно емкости, что также позволяет получать объективные значения измеряемых параметров бурового раствора, дополнительно повысить скорость и точность измерений.In one of the embodiments, a mixing device can be installed in the tank of the device for measuring the parameters of the drilling fluid, located inside the tank, which provides mixing of the drilling fluid in order to prevent the solid phase from settling to the bottom of the tank, which also makes it possible to obtain objective values of the measured parameters of the drilling fluid, to further increase speed and accuracy of measurements.
Описанные выше части устройства для измерения параметров бурового раствора, а именно, насос, измерительный модуль, расходомер и емкость, соединены между собой сборочными операциями, посредством, например, гибких или жестких труб, из любого известного из уровня техники материала. Причем, описанные составные части устройства для измерения параметров бурового раствора могут быть выполнены во взрывозащищенном исполнении при этом обеспечивается необходимый класс взрывозащищённости и электробезопасности в соответствии с требованиями пожарной безопасности в нефтяной и газовой промышленности и пожарной безопасности морских объектов нефтегазового комплекса, а также технического регламента (ТР ТС 012/2011). The above-described parts of the device for measuring the parameters of the drilling fluid, namely, the pump, the measurement module, the flow meter and the container, are interconnected by assembly operations, by means of, for example, flexible or rigid pipes, from any material known from the prior art. Moreover, the described components of the device for measuring the parameters of the drilling fluid can be made in an explosion-proof design, while providing the necessary class of explosion protection and electrical safety in accordance with the requirements of fire safety in the oil and gas industry and fire safety of offshore facilities of the oil and gas complex, as well as technical regulations (TR TC 012/2011).
Блок управления, сбора данных и определения параметров бурового раствора, соединенный с насосом, например, посредством проводов или кабеля, с возможностью его управления, а также соединенный, например, посредством проводов или кабеля, с датчиками давления измерительного модуля, расходомером, датчиком уровня, датчиком температуры, датчиком электростабильности, датчиком рН и резистивности, а также датчиком диэлектрической проницаемости, обеспечивает управление устройством для измерения параметров бурового раствора, например, насосом, в частности, его частотным преобразователем, и датчиком уровня. Также обеспечивает сбор данных, получаемых с расходомера, датчика температуры, датчика электростабильности, датчика рН и резистивности, а также датчика диэлектрической проницаемости и обеспечивает последующее определение параметров бурового раствора. После определения параметров бурового раствора они могут быть переданы, например, посредством беспроводной связи, на компьютер с установленным специализированным программным обеспечением для возможности контроля и визуализации полученных данных. Полученные данные, в частности определенные параметры бурового раствора, могут поступать на сервер и транслироваться через сеть интернет пользователям. Block for control, data collection and determination of drilling fluid parameters, connected to the pump, for example, via wires or cable, with the possibility of its control, and also connected, for example, via wires or cable, to pressure sensors of the measuring module, flow meter, level sensor, sensor temperature sensor, electrical stability sensor, pH and resistivity sensor, as well as a dielectric constant sensor, provides control of a device for measuring drilling fluid parameters, for example, a pump, in particular, its frequency converter, and a level sensor. It also collects data from the flow meter, temperature sensor, electrical stability sensor, pH and resistivity sensor, and dielectric constant sensor and provides subsequent determination of drilling fluid parameters. After determining the parameters of the drilling fluid, they can be transmitted, for example, via wireless communication, to a computer with specialized software installed to be able to control and visualize the data obtained. The received data, in particular, certain parameters of the drilling fluid, can be sent to the server and broadcast via the Internet to users.
В одном из вариантов выполнения блок управления, сбора данных и определения параметров бурового раствора может быть выполнен в разборном корпусе, в частности, во взрывозащищенном исполнении, при этом обеспечивается необходимый класс взрывозащищённости и электробезопасности в соответствии с требованиями пожарной безопасности в нефтяной и газовой промышленности и пожарной безопасности морских объектов нефтегазового комплекса, а также технического регламента (ТР ТС 012/2011). In one of the embodiments, the block for controlling, collecting data and determining the parameters of the drilling fluid can be made in a collapsible housing, in particular, in an explosion-proof design, while providing the necessary class of explosion and electrical safety in accordance with the requirements of fire safety in the oil and gas industry and the fire department. safety of offshore facilities of the oil and gas complex, as well as technical regulations (TR CU 012/2011).
В одном из вариантов выполнения устройство для измерения параметров бурового раствора может дополнительно содержать по меньшей мере один гаситель пульсаций, установленный между насосом и измерительным модулем, за счет чего обеспечивается дополнительное повышение точности измерений реологических характеристик бурового раствора из-за минимизации погрешности измерения давления, связанной с пульсацией потока бурового раствора в капилляре измерительного модуля. In one embodiment, the drilling fluid measurement device may further comprise at least one pulsation damper installed between the pump and the measurement module, thereby further improving the accuracy of measurements of the rheological characteristics of the drilling fluid due to minimizing the pressure measurement error associated with drilling fluid flow pulsation in the capillary of the measuring module.
В одном из вариантов выполнения устройство для измерения параметров бурового раствора может дополнительно содержать кран управления потоком, который может быть установлен между насосом и измерительным модулем, с целью настройки давления в капилляре измерительного модуля в диапазоне наилучшей чувствительности датчиков давления измерительного модуля, что дополнительно повышает точность измерений. In one of the embodiments, the device for measuring the parameters of the drilling fluid may additionally contain a flow control valve that can be installed between the pump and the measurement module in order to adjust the pressure in the capillary of the measurement module in the range of the best sensitivity of the pressure sensors of the measurement module, which further improves the measurement accuracy. .
В одном из вариантов выполнения устройство для измерения параметров бурового раствора может дополнительно содержать запорную арматуру, установленную в канале для подвода и отвода бурового раствора и между емкостью и каналом для подвода и отвода бурового раствора, в качестве которой могут быть использованы, например, распределительные клапаны с пневматической системой их управления. Для обеспечения очистки сжатого воздуха от нежелательных примесей и влаги в пневмосистему управления клапанами могут быть установлены влагомаслоотделитель – блок подготовки воздуха.In one of the embodiments, the device for measuring the parameters of the drilling fluid may additionally contain shutoff valves installed in the channel for inlet and outlet of the drilling fluid and between the tank and the channel for the inlet and outlet of the drilling fluid, which can be used, for example, control valves with their pneumatic control system. To ensure the purification of compressed air from unwanted impurities and moisture, a moisture-oil separator can be installed in the pneumatic valve control system - an air preparation unit.
В одном из вариантов выполнения устройство для измерения параметров бурового раствора может дополнительно содержать канал для подвода и отвода промывочной жидкости, для обеспечения промывки заявленного устройства после цикла измерения параметров бурового раствора и его слива. В этом случае для промывки устройства для измерения параметров бурового раствора отсутствует необходимость в отсоединении канала для подвода и отвода бурового раствора от емкости активной циркуляции бурового раствора и присоединении к емкости с промывочной жидкостью. Наличие канала для подвода и отвода промывочной жидкости дополнительно повышает скорость измерения заданного оптимального количества параметров бурового раствора при одновременном обеспечении высокой точности измерений. In one of the embodiments, the device for measuring the parameters of the drilling fluid may additionally contain a channel for supplying and discharging the drilling fluid to ensure flushing of the claimed device after the cycle of measuring the parameters of the drilling fluid and draining it. In this case, for flushing the device for measuring the parameters of the drilling fluid, it is not necessary to disconnect the channel for supplying and discharging the drilling fluid from the reservoir of active circulation of the drilling fluid and attaching it to the reservoir with the flushing fluid. The presence of a channel for supplying and discharging drilling fluid additionally increases the speed of measuring a given optimal number of drilling fluid parameters while ensuring high measurement accuracy.
В одном из вариантов выполнения устройство для измерения параметров бурового раствора может дополнительно содержать канал для подвода сжатого воздуха для обеспечения продувки заявленного устройства после цикла измерения параметров бурового раствора и его слива или после промывки заявленного устройства для очистки устройства от остатков бурового раствора или промывочной жидкости, что также дополнительно повышает точность получаемых результатов при потоковых измерениях бурового раствора.In one of the embodiments, the device for measuring the parameters of the drilling fluid may additionally contain a channel for supplying compressed air to ensure the purge of the claimed device after the cycle of measuring the parameters of the drilling fluid and draining it or after flushing the claimed device to clean the device from drilling fluid residues or drilling fluid, which also further improves the accuracy of the results obtained during streaming measurements of the drilling fluid.
В одном из вариантов выполнения устройство для измерения параметров бурового раствора может дополнительно содержать фильтр грубой очистки, установленный перед насосом, для обеспечения фильтрации бурового раствора перед подачей его в насос.In one embodiment, the mud measuring device may further comprise a pre-filter installed upstream of the pump to filter the drilling mud before it enters the pump.
Описанное устройство для измерения параметров бурового раствора может быть размещено в разборном корпусе, в частности, пыле и влагозащищенном корпусе, что повышает удобство его транспортировки и монтажа на буровые установки, а также за счет наличия корпуса может повышаться надежность и безопасность работы устройства. The described device for measuring drilling fluid parameters can be placed in a collapsible housing, in particular, a dust and moisture-proof housing, which increases the convenience of its transportation and installation on drilling rigs, and also due to the presence of the housing, the reliability and safety of the device can be increased.
Таким образом, разработанное и описанное выше устройство для автоматизированного измерения параметров бурового раствора позволяет его пользователям получать данные повышенной точности о буровом растворе с высокой скоростью. При этом обеспечивается стабильная и надежная работа устройства посредством которого обеспечивается цикличный процесс измерения параметров бурового раствора в промысловых условиях. Thus, the device for automated measurement of drilling fluid parameters developed and described above allows its users to obtain high-precision data on the drilling fluid at a high speed. At the same time, stable and reliable operation of the device is ensured, through which a cyclic process of measuring the parameters of the drilling fluid in field conditions is ensured.
Устройство для автоматического измерения параметров бурового раствора может работать при параметрах внешней среды: диапазон температур от +5 ºC до +60 ºC; относительная влажность при 25 ºC ≤80%. В процессе эксплуатации разработанное и описанное выше устройство обеспечивает полностью автономную работу, при этом обслуживание устройства предполагается одним оператором, а калибровка и настройка устройства может осуществляется как в ручном режиме (рабочая панель оператора), так и в удалённом (с компьютера оператора). Предельная температура бурового раствора, параметры которого могут быть измерены в описанном устройстве, составляет 95ºC. Скорость измерения параметров бурового раствора может составлять от 6 минут.The device for automatic measurement of drilling fluid parameters can operate under the following environmental conditions: temperature range from +5 ºC to +60 ºC; relative humidity at 25 ºC ≤80%. During operation, the device developed and described above ensures completely autonomous operation, while the device is serviced by one operator, and the device can be calibrated and configured both manually (operator’s working panel) and remotely (from the operator’s computer). The limiting temperature of the drilling fluid, the parameters of which can be measured in the described device, is 95ºC. The speed of measurement of drilling fluid parameters can be from 6 minutes.
Указанный технический результат достигается также для способа автоматического измерения параметров буровых растворов, при котором осуществляют:The specified technical result is also achieved for the method of automatic measurement of the parameters of drilling fluids, in which the following is carried out:
- подачу бурового раствора в устройство для измерения параметров бурового раствора через канал для подвода и отвода бурового раствора посредством насоса;- supply of the drilling fluid to the device for measuring the parameters of the drilling fluid through the channel for supplying and removing the drilling fluid by means of a pump;
- измерение температуры, электростабильности, удельного электрического сопротивления и/или рН и/или минерализации, водно-углеводородного отношения и/или содержания углеводородной жидкости бурового раствора посредством датчиков температуры, электростабильности, рН и резистивности, диэлектрической проницаемости, причем определение параметров бурового раствора проводят при перемешивании посредством перемешивающего устройства;- measurement of temperature, electrical stability, electrical resistivity and/or pH and/or salinity, water-hydrocarbon ratio and/or hydrocarbon fluid content of the drilling fluid using temperature sensors, electrical stability, pH and resistivity, dielectric constant, and the determination of the parameters of the drilling fluid is carried out at mixing by means of a mixing device;
- измерение реологических констант бурового раствора посредством измерительного модуля, включающего по меньшей мере два датчика давления и капилляр, расположенный между датчиками; - measurement of the rheological constants of the drilling fluid by means of a measuring module that includes at least two pressure sensors and a capillary located between the sensors;
- измерение плотности, объемного и массового расхода и температуры бурового раствора посредством расходомера; - measurement of density, volumetric and mass flow rate and temperature of the drilling fluid by means of a flow meter;
- сбор данных и определение параметров бурового раствора посредством блока управления, сбора данных и определения параметров бурового раствора, соединенного с насосом, с возможностью его управления, датчиками давления измерительного модуля, расходомером, датчиками уровня, температуры, электростабильности, рН и резистивности, диэлектрической проницаемости. - data collection and determination of drilling fluid parameters by means of a control unit, data acquisition and determination of drilling fluid parameters connected to the pump, with the possibility of its control, pressure sensors of the measuring module, flow meter, level sensors, temperature, electrical stability, pH and resistivity, dielectric constant.
В заявленном способе после определения параметров бурового раствора могут дополнительно проводить сброс бурового раствора из устройства для измерения параметров бурового раствора через канал для подвода и отвода бурового раствора.In the claimed method, after determining the parameters of the drilling fluid, the drilling fluid can be additionally discharged from the device for measuring the parameters of the drilling fluid through the channel for supplying and discharging the drilling fluid.
В заявленном способе после сброса бурового раствора из устройства для измерения параметров бурового раствора дополнительно могут осуществлять подачу промывочной жидкости в устройство для измерения параметров бурового раствора, его промывку и последующий сброс промывочной жидкости из устройства, причем в качестве промывочной жидкости могут использовать воду, или дизельное топливо, или углеводородную жидкость, или раствор воды с ПАВ.In the claimed method, after the drilling fluid is discharged from the device for measuring the parameters of the drilling fluid, it is additionally possible to supply the drilling fluid to the device for measuring the parameters of the drilling fluid, flush it and then discharge the drilling fluid from the device, and water or diesel fuel can be used as the flushing fluid. , or a hydrocarbon liquid, or a solution of water with a surfactant.
В заявленном способе после сброса промывочной жидкости из устройства для измерения параметров бурового раствора могут дополнительно осуществлять подачу сжатого воздуха и продувку устройства.In the claimed method, after flushing fluid is discharged from the device for measuring parameters of the drilling fluid, compressed air can be additionally supplied and the device can be purged.
Заявленный способ характеризуется тем, что время измерения параметров бурового раствора может составлять от 6 минут.The claimed method is characterized by the fact that the measurement time of the parameters of the drilling fluid can be from 6 minutes.
Технический результат также достигается для системы измерения параметров бурового раствора, которая включает по крайней мере один процессор, оперативную память и машиночитаемые инструкции для выполнения способа измерения параметров бурового раствора по любому из вариантов. The technical result is also achieved for a system for measuring drilling fluid parameters, which includes at least one processor, RAM and machine-readable instructions for performing a method for measuring drilling fluid parameters according to any of the options.
Технический результат также достигается за счет того, что машиночитаемый носитель для измерения параметров бурового раствора, машинные инструкции способа измерения параметров бурового раствора по любому из вариантов, выполнены с возможностью чтения данных инструкций и исполнения их процессором. The technical result is also achieved due to the fact that the machine-readable medium for measuring the parameters of the drilling fluid, the machine instructions of the method for measuring the parameters of the drilling fluid according to any of the options, are made with the possibility of reading these instructions and executing them by the processor.
Заявленный способ измерения параметров бурового раствора характеризуется высокой скоростью измерения параметров бурового раствора при высокой точности измерений и стабильном цикличном процессе измерений параметров бурового раствора, причем температура бурового раствора, параметры которого могут быть измерены, составляет от 5 ºC до 95 ºC. Так, способ реализуется при подаче бурового раствора в устройство для измерения параметров бурового раствора через канал для подвода и отвода бурового раствора посредством насоса, при которой буровой раствор заполняет весь контур устройства, включающий канал для подвода и отвода бурового раствора, насос, измерительный модуль, включающий по меньшей мере два датчика давления и капилляр, расположенный между датчиками, расходомер, емкость с установленными внутри датчиком уровня, датчиком температуры, датчиком электростабильности, датчиком рН и резистивности, датчиком диэлектрической проницаемости.The claimed method for measuring drilling fluid parameters is characterized by a high speed of measuring drilling fluid parameters with high measurement accuracy and a stable cyclic process of measuring drilling fluid parameters, and the temperature of the drilling fluid, the parameters of which can be measured, is from 5 ºC to 95 ºC. Thus, the method is implemented when drilling fluid is supplied to a device for measuring drilling fluid parameters through a channel for inlet and outlet of drilling fluid by means of a pump, in which the drilling fluid fills the entire circuit of the device, including a channel for inlet and outlet of drilling fluid, a pump, a measuring module, including at least two pressure sensors and a capillary located between the sensors, a flow meter, a container with a level sensor, a temperature sensor, an electrical stability sensor, a pH and resistivity sensor, and a dielectric constant sensor installed inside.
При реализации способа осуществляют измерение температуры, электростабильности, удельного электрического сопротивления и/или рН и/или минерализации, водно-углеводородного отношения и/или содержания углеводородной жидкости бурового раствора посредством датчиков температуры, электростабильности, рН и резистивности, диэлектрической проницаемости. When implementing the method, temperature, electrical stability, electrical resistivity and/or pH and/or salinity, water-hydrocarbon ratio and/or hydrocarbon fluid content of the drilling fluid are measured using temperature sensors, electrical stability, pH and resistivity, dielectric constant.
В одном из вариантов реализации описанного способа определение параметров бурового раствора проводят при его перемешивании.In one of the embodiments of the described method, the determination of the parameters of the drilling fluid is carried out with its stirring.
Измерение температуры проводят посредством датчика температуры, в качестве которого может быть использован капиллярный термостат. Temperature measurement is carried out by means of a temperature sensor, which can be used as a capillary thermostat.
Измерение электростабильности бурового раствора проводится посредством датчика электростабильности при котором могут осуществлять подачу синусоидального напряжения с частотой с прецизионно регулируемой ступенчатой скоростью нарастания амплитуды на пару плоских параллельных электродов, расположенных на расстоянии от датчика электростабильности, установленного в емкости устройства для измерения параметров бурового раствора. The measurement of the electrical stability of the drilling fluid is carried out by means of an electrical stability sensor, at which a sinusoidal voltage with a frequency can be supplied with a precisely controlled stepwise rate of increase in amplitude to a pair of flat parallel electrodes located at a distance from the electrical stability sensor installed in the tank of the device for measuring drilling fluid parameters.
Измерение удельного электрического сопротивления бурового раствора проводится посредством датчика рН и резистивности. Резистивность может измеряться методом Кельвина на трех частотах 100 Гц, 250 Гц и 500 Гц датчиком, установленным в емкости.Measurement of the electrical resistivity of the drilling fluid is carried out using a pH and resistivity sensor. The resistivity can be measured by the Kelvin method at three frequencies of 100 Hz, 250 Hz and 500 Hz with a sensor installed in the vessel.
Минерализация определяется также датчиком резистивности по монограмме резистивности от минерализации бурового раствора в пересчете на хлорид натрия. Потенциометрическое измерение pH, используемое в заявленном способе, заключается в измерении ЭДС электродной системы, где в качестве ионоселективного электрода используют чувствительный к ионам водорода электрод, в качестве электрода сравнения – стандартный электрод с известной величиной потенциала (хлорсеребряный электрод). Водородный показать измеряют при анализе бурового раствора на водной основе. Mineralization is also determined by the resistivity sensor according to the resistivity monogram from the mineralization of the drilling fluid in terms of sodium chloride. The potentiometric pH measurement used in the claimed method consists in measuring the EMF of the electrode system, where an electrode sensitive to hydrogen ions is used as an ion-selective electrode, and a standard electrode with a known potential value (silver chloride electrode) is used as a reference electrode. Hydrogen show is measured when analyzing a water-based drilling fluid.
Водно-углеводородное отношение и содержание углеводородной жидкости определяется посредством датчика диэлектрической проницаемости совместно с датчиком резистивности. При этом определение водно-углеводородного отношения и содержания углеводородной жидкости основано на зависимости диэлектрической проницаемости и резистивности жидкости от содержания воды и содержания углеводородной жидкости. По измерениям диэлектрической проницаемости и резистивности буровых растворов с известным водно-углеводородным отношением (содержанием углеводородной жидкости) строится график-поверхность зависимости водно-углеводородного отношения от диэлектрической проницаемости и температуры, и график-поверхность зависимости водно-углеводородного отношения от резистивности и температуры, по которым калибруется модуль. При этом учитывается не только зависимость водно-углеводородного отношения от диэлектрической проницаемости и резистивности, но и зависимости диэлектрической проницаемости от температуры и резистивности от температуры. При этом, определение водно-углеводородного отношения и содержания углеводородной жидкости неизвестного бурового раствора на основе разработанных калибровочных графика-поверхности зависимости водно-углеводородного отношения от диэлектрической проницаемости, графика-поверхности зависимости водно-углеводородного отношения от резистивности осуществляется путем нахождения пересечения линий построенных по координатам измеренных диэлектрической проницаемости, резистивности и температуры. The water-hydrocarbon ratio and hydrocarbon liquid content are determined by means of a dielectric constant sensor together with a resistivity sensor. At the same time, the determination of the water-hydrocarbon ratio and the content of the hydrocarbon liquid is based on the dependence of the dielectric constant and resistivity of the liquid on the water content and the content of the hydrocarbon liquid. Based on measurements of the dielectric constant and resistivity of drilling fluids with a known water-hydrocarbon ratio (hydrocarbon liquid content), a plot-surface of the dependence of the water-hydrocarbon ratio on the permittivity and temperature is constructed, and a plot-surface of the dependence of the water-hydrocarbon ratio on the resistivity and temperature, according to which module is being calibrated. This takes into account not only the dependence of the water-hydrocarbon ratio on the dielectric constant and resistivity, but also the dependence of the dielectric constant on temperature and resistivity on temperature. At the same time, the determination of the water-hydrocarbon ratio and the content of the hydrocarbon liquid of an unknown drilling fluid on the basis of the developed calibration graph-surface of the dependence of the water-hydrocarbon ratio on the dielectric permittivity, the surface graph of the dependence of the water-hydrocarbon ratio on the resistivity is carried out by finding the intersection of lines constructed according to the coordinates of the measured dielectric constant, resistivity and temperature.
При реализации способа также осуществляют измерение реологических констант бурового раствора посредством измерительного модуля, включающего по меньшей мере два датчика давления и капилляр, расположенный между датчиками, по принципу трубного вискозиметра. Для этого измеряют падение давления бурового раствора при прохождении через капилляр при различных расходах, также измеряют плотность, объемный и массовый расходы и температуру бурового раствора посредством расходомера. When implementing the method, the rheological constants of the drilling fluid are also measured by means of a measuring module that includes at least two pressure sensors and a capillary located between the sensors, according to the principle of a pipe viscometer. To do this, the pressure drop of the drilling fluid is measured when passing through the capillary at various flow rates, and the density, volumetric and mass flow rates, and temperature of the drilling fluid are also measured by means of a flow meter.
Так, статическое напряжение сдвига в момент времени покоя t (10 сек/10 мин/30 мин) определяется по формуле:So, the static shear stress at rest time t (10 sec / 10 min / 30 min) is determined by the formula:
где Qt – статическое напряжение сдвига в момент времени покоя равного t;where Q t is the static shear stress at rest time equal to t;
Q0 – статическое напряжение сдвига в начальный момент времени покоя;Q 0 - static shear stress at the initial rest time;
τt – динамическое напряжение сдвига в момент времени t0;τ t is the dynamic shear stress at time t 0 ;
τ0 – динамическое напряжение сдвига в момент времени tt.τ 0 is the dynamic shear stress at time t t .
При этом статическое напряжение сдвига в начальный момент времени покоя определяется по максимальному перепаду давления в капилляре при начале движения бурового раствора после состояния покоя. Для определения статического напряжения сдвига может быть установлена минимально возможная скорость вращения рабочего элемента насоса и минимально возможный расход бурового раствора для обеспечения минимально возможного стабильного потока бурового раствора в контуре устройства для измерения параметров бурового раствора. При минимальном потоке бурового раствора в контуре буровой раствор структурируется на стенках контура и капилляра, при этом это отслеживается по увеличению перепада давления на капилляре. In this case, the static shear stress at the initial rest time is determined by the maximum pressure drop in the capillary at the beginning of the movement of the drilling fluid after the state of rest. To determine the static shear stress, the minimum possible rotation speed of the pump element and the minimum possible flow rate of the drilling fluid can be set to ensure the lowest possible stable flow of the drilling fluid in the circuit of the drilling fluid measurement device. With a minimum flow of drilling fluid in the circuit, the drilling fluid is structured on the walls of the circuit and capillary, while this is monitored by increasing the pressure drop across the capillary.
Расчет напряжения сдвига на стенке проводится по следующей формуле:The calculation of the shear stress on the wall is carried out according to the following formula:
где τw – напряжение сдвига на стенке, Па;where τ w is the shear stress on the wall, Pa;
ᴧL – длина капилляра (участка трубы, на котором измеряется перепад давления), м;ᴧL is the length of the capillary (pipe section where the pressure drop is measured), m;
ᴧР – падение давления бурового раствора при прохождении через капилляр (участка трубы, на котором измеряется перепад давления), Па;ᴧP is the pressure drop of the drilling fluid when passing through the capillary (section of the pipe where the pressure drop is measured), Pa;
D – внутренний диаметр капилляра, м. D is the inner diameter of the capillary, m.
Расчет скорости сдвига определяется по следующей формуле:Shear rate calculation is determined by the following formula:
где γ – скорость сдвига, 1/с; where γ is the shear rate, 1/s;
υ – средняя скорость потока бурового раствора при движении по капилляру, м/с; υ is the average flow rate of the drilling fluid when moving through the capillary, m/s;
Ν – индекс поведения потока; Ν is the flow behavior index;
D – внутренний диаметр капилляра, м. D is the inner diameter of the capillary, m.
С целью обеспечения необходимого для чувствительности датчиков перепада давления на капилляре и скорости сдвига в капилляре длина и диаметр капилляра могут быть изменены в зависимости от свойств исследуемого бурового раствора.In order to provide the pressure drop across the capillary and the shear rate in the capillary necessary for the sensitivity of the sensors, the length and diameter of the capillary can be changed depending on the properties of the studied drilling fluid.
Средняя скорость потока бурового раствора при движении по капилляру определяется исходя из геометрической формы капилляра по следующей формуле:The average flow rate of the drilling fluid when moving through the capillary is determined based on the geometric shape of the capillary according to the following formula:
где Q – объемный расход бурового расхода, м3/с;where Q is the drilling flow rate, m 3 /s;
π – математическая постоянная, равная отношению длины окружности к её диаметру (3,141592654).π is a mathematical constant equal to the ratio of the circumference of a circle to its diameter (3.141592654).
Расчет индекса поведения потока определяется по следующей формуле:The calculation of the flow behavior index is determined by the following formula:
При этом, для расчета 
По результатам приведенных расчетных формул строится зависимость скорости сдвига от напряжения сдвига на стенке – реологическая кривая (реограмма) бурового раствора. На основе полученной реограммы (зависимости напряжения сдвига на стенке от скорости сдвига бурового раствора) посредством программы разработанной по компьютерному методу подгонки кривой Герли подбирается форма кривой, имеющая наименьшее отклонение от рассчитанных точек зависимости напряжения сдвига на стенке от скорости сдвига и соответствующая уравнению модели Гершеля-Балкли, имеющему вид:Based on the results of the above calculation formulas, the dependence of the shear rate on the shear stress on the wall is constructed - the rheological curve (rheogram) of the drilling fluid. Based on the obtained rheogram (the dependence of the shear stress on the wall on the shear rate of the drilling fluid), by means of a program developed by the computer method of fitting the Gurley curve, the shape of the curve is selected that has the smallest deviation from the calculated points of the dependence of the shear stress on the wall on the shear rate and corresponds to the equation of the Herschel-Bulkley model , having the form:
где K – это показатель консистентности, Па;where K is the consistency index, Pa;
n – показатель нелинейности,n is the non-linearity index,
τ0 – предельное динамическое напряжение сдвига – величина, характеризующая прочностное сопротивление бурового раствора, находящегося в покое заданное время, определяемая касательным напряжением сдвига, соответствующим началу разрушения его структуры, Па.τ 0 - limiting dynamic shear stress - a value that characterizes the strength resistance of the drilling fluid, which is at rest for a given time, determined by the tangential shear stress corresponding to the beginning of the destruction of its structure, Pa.
В ходе подбора кривой программой автоматически определяются константы модели Гершеля-Балкли: показатель нелинейности, показатель консистентности и предельное напряжение сдвига. Для определения предельного динамического напряжения сдвига полученная реологическая кривая бурового раствора аппроксимируется до пересечения с осью ординат.During curve fitting, the program automatically determines the constants of the Herschel-Bulkley model: the non-linearity index, the consistency index, and the limiting shear stress. To determine the limiting dynamic shear stress, the obtained rheological curve of the drilling fluid is approximated to the intersection with the y-axis.
Расчет пластической вязкости и динамического напряжения сдвига по стандартам API осуществляется по формулам:The calculation of plastic viscosity and dynamic shear stress according to API standards is carried out according to the formulas:
где ηпл – пластическая вязкость, сП (мПа*с);where η pl is plastic viscosity, cP (mPa*s);
τ600 и τ300 – напряжение сдвига на стенке при скорости сдвига 600 об/мин и напряжение сдвига на стенке при скорости сдвига 300 об/мин соответственно, фунт/100фут2 (Па);τ 600 and τ 300 - shear stress on the wall at a shear rate of 600 rpm and shear stress on the wall at a shear rate of 300 rpm, respectively, lb/100ft 2 (Pa);
где ДНС – динамическое напряжение сдвига, фунт/100фут2 (Па).where DSS is the dynamic shear stress, lb/100ft 2 (Pa).
После определения параметров бурового раствора они могут быть переданы, например, посредством беспроводной связи, на компьютер с установленным специализированным программным обеспечением для возможности контроля и визуализации полученных данных. Полученные данные, в частности определенные параметры бурового раствора, могут поступать на сервер и транслироваться через сеть интернет пользователям. After determining the parameters of the drilling fluid, they can be transmitted, for example, via wireless communication, to a computer with specialized software installed to be able to control and visualize the data obtained. The received data, in particular, certain parameters of the drilling fluid, can be sent to the server and broadcast via the Internet to users.
В одном из вариантов выполнения способа после определения параметров бурового раствора могут дополнительно проводить сброс бурового раствора из устройства для измерения параметров бурового раствора через канал для подвода и отвода бурового раствора, с целью отбора новой пробы бурового раствора из емкости с активной циркуляцией бурового раствора. In one of the embodiments of the method, after determining the parameters of the drilling fluid, the drilling fluid can be additionally discharged from the device for measuring the parameters of the drilling fluid through the channel for inlet and outlet of the drilling fluid in order to take a new sample of the drilling fluid from the tank with active circulation of the drilling fluid.
В одном из вариантов выполнения способа после сброса бурового раствора из устройства для измерения параметров бурового раствора могут дополнительно осуществлять подачу промывочной жидкости в устройство для измерения параметров бурового раствора, его промывку от бурового раствора и последующий сброс промывочной жидкости из устройства, посредством чего дополнительно повышается точность получаемых результатов по времени и глубине при последовательных измерениях бурового раствора в процессе бурения. Для повышения степени очистки заявленного устройства в качестве промывочной жидкости могут использовать воду, или дизельное топливо, или углеводородную жидкость, или раствор воды с ПАВ.In one of the embodiments of the method, after the drilling fluid is discharged from the device for measuring the parameters of the drilling fluid, one can additionally supply the drilling fluid to the device for measuring the parameters of the drilling fluid, flush it from the drilling fluid and then discharge the drilling fluid from the device, thereby further increasing the accuracy of the obtained time and depth results from successive mud measurements while drilling. To increase the degree of purification of the claimed device, water, or diesel fuel, or a hydrocarbon liquid, or a solution of water with a surfactant can be used as a flushing liquid.
В одном из вариантов выполнения способа после сброса промывочной жидкости из устройства для измерения параметров бурового раствора могут дополнительно осуществлять подачу сжатого воздуха и продувку устройства, посредством чего также дополнительно повышается точность получаемых результатов по времени и глубине при последовательных измерениях бурового раствора в процессе бурения.In one of the embodiments of the method, after the flushing fluid is discharged from the device for measuring the parameters of the drilling fluid, compressed air can be additionally supplied and the device is purged, thereby also further increasing the accuracy of the results obtained in terms of time and depth during successive measurements of the drilling fluid during drilling.
Изобретение поясняется следующими фигурами.The invention is illustrated by the following figures.
На Фиг. 1 представлен общий вид устройства для измерения параметров бурового раствора, где 1 – канал для подвода и отвода бурового раствора, 2 – насос, 3 – измерительный модуль, 3.1 и 3.2 – датчики давления, 3.3. – капилляр, 4 – расходомер, 5 – емкость, 6 – блок управления, сбора данных и определения параметров бурового раствора, 7 – корпус устройства для измерения параметров бурового раствора, 8 – гаситель пульсации, 9 – кран управления потоком бурового раствора, 10 – канал для подвода и отвода промывочной жидкости, 11 – канал для подвода сжатого воздуха.On FIG. 1 shows a general view of the device for measuring drilling fluid parameters, where 1 is a channel for supplying and removing drilling fluid, 2 is a pump, 3 is a measuring module, 3.1 and 3.2 are pressure sensors, 3.3. – capillary, 4 – flow meter, 5 – container, 6 – control unit, data collection and determination of drilling fluid parameters, 7 – body of the device for measuring drilling fluid parameters, 8 – pulsation damper, 9 – drilling fluid flow control valve, 10 – channel for inlet and outlet of flushing liquid, 11 - channel for compressed air supply.
На Фиг. 2 показана емкость, где 5.1 – датчик уровня, 5.2 – датчик температуры, 5.3 – датчик электростабильности, 5.4 – датчик рН и резистивности, 5.5 – датчик диэлектрической проницаемости, 5.6 – нагревательный элемент. On FIG. 2 shows the capacitance, where 5.1 is a level sensor, 5.2 is a temperature sensor, 5.3 is an electrical stability sensor, 5.4 is a pH and resistivity sensor, 5.5 is a dielectric constant sensor, 5.6 is a heating element.
Ниже приведены частные примеры реализации, которые иллюстрируют заявленное изобретение, но не ограничивают его. The following are private examples of implementation that illustrate the claimed invention, but do not limit it.
Пример 1. Устройство для измерения параметров бурового раствора (Фиг.1) содержит последовательно соединенные между собой канал 1 для подвода и отвода бурового раствора, насос 2, измерительный модуль 3, включающий по меньшей мере два датчика давления 3.1, 3.2 и капилляр 3.3, расположенный между датчиками 3.1 и 3.2, расходомер 4, емкость 5 (Фиг.2) с установленными внутри датчиком уровня 5.1, датчиком температуры 5.2, датчиком электростабильности 5.3, датчиком рН и резистивности 5.4, датчиком диэлектрической проницаемости 5.5. Также устройство для измерения параметров бурового раствора содержит блок 6 управления, сбора данных и определения параметров бурового раствора, соединенный с насосом 2, с возможностью его управления, датчиками давления измерительного модуля 3.1 и 3.2, расходомером 4, датчиком уровня 5.1, датчиком температуры 5.2, датчиком электростабильности 5.3, датчиком рН и резистивности 5.4, датчиком диэлектрической проницаемости 5.5. Устройство для измерения параметров бурового раствора может быть размещено в разборном корпусе 7, при этом может дополнительно содержать по меньшей мере один гаситель пульсации 8, установленный между насосом 2 и измерительным модулем 3, а также может дополнительно содержать кран управления потоком 9, установленный между насосом 2 и измерительным модулем 3. Емкость 5 дополнительно может содержать нагревательный элемент 5.6, установленной внутри указанной емкости 5 и перемешивающее устройство (на фигурах не показано). Устройство для измерения параметров бурового раствора также может дополнительно содержать запорную арматуру (на фигурах не показана), установленную в канале 1 для подвода и отвода бурового раствора и между емкостью 5 и каналом 1 для подвода и отвода бурового раствора. Кроме того, устройство для измерения параметров бурового раствора дополнительно может содержать канал 10 для подвода и отвода промывочной жидкости и канал 11 для подвода сжатого воздуха и фильтр грубой очистки (на фигурах не показан), установленный перед насосом 2. Example 1. A device for measuring the parameters of the drilling fluid (Fig.1) contains a channel 1 connected in series for the supply and removal of drilling fluid, a pump 2, a
Посредством описанного устройства были измерены параметры бурового раствора на водной основе, используемом на Песцовом месторождении в процессе бурения скважин. Using the described device, the parameters of the water-based drilling fluid used at the Pestsovoye field in the process of drilling wells were measured.
По заявленному способу измерения параметров бурового раствора, при котором осуществляли: подачу бурового раствора в устройство для измерения параметров бурового раствора через канал 1 для подвода и отвода бурового раствора посредством насоса 2; измерение температуры, электростабильности, удельного электрического сопротивления, рН и минерализации, содержание углеводородной жидкости бурового раствора посредством датчиков температуры 5.2, электростабильности 5.3, рН и резистивности 5.4, диэлектрической проницаемости 5.5; измерение реологических констант бурового раствора посредством измерительного модуля 3, включающего по меньшей мере два датчика давления 3.1, 3.2 и капилляр 3, расположенный между датчиками 3.1 и 3.2; измерение плотности, объемного и массового расхода и температуры бурового раствора посредством расходомера 4; сбор данных и определение параметров бурового раствора посредством блока 6 управления, сбора данных и определения параметров бурового раствора, соединенного с насосом 1, с возможностью его управления, датчиками давления 3.1 и 3.2 измерительного модуля 3, расходомером 4, датчиком уровня 5.1, датчиком температуры 5.2, датчиком электростабильности 5.3, датчиком рН и резистивности 5.4, датчиком диэлектрической проницаемости 5.5. Скорость всего цикла автоматизированного измерения параметров бурового раствора составила 6 минут. Полученные результаты представлены в Таблице 1 в сравнении с результатами, полученными по стандартному методу контроля, регламентируемому Американским нефтяным институтом (API) и Таблице 2. According to the claimed method of measuring the parameters of the drilling fluid, which carried out: the supply of drilling fluid to the device for measuring the parameters of the drilling fluid through the channel 1 for supplying and discharging the drilling fluid through the pump 2; measurement of temperature, electrical stability, electrical resistivity, pH and salinity, hydrocarbon fluid content of the drilling fluid through temperature sensors 5.2, electrical stability 5.3, pH and resistivity 5.4, dielectric constant 5.5; measurement of the rheological constants of the drilling fluid by means of a
Таблица 1 – Результаты измерения параметров бурового раствора на водной основеTable 1—Results of measurement of water-based mud parameters
Таблица 2 – Реологическое поведение бурового раствора на водной основе Table 2—Rheological Behavior of Water Based Mud
Результаты, полученные при помощи разработанного устройства, показали высокую степень сходимости с результатами стандартного замера (API) на лабораторном оборудовании для буровых растворов на водной основе, что подтверждает точность измерений, проводимых посредством разработанного устройства, и реализуемого способа, при этом обеспечивается высокая скорость измерений параметров бурового раствора на водной основе (от 6 минут) и обеспечивается стабильный и надежный цикличный процесс измерений параметров бурового раствора. The results obtained using the developed device showed a high degree of convergence with the results of standard measurement (API) on laboratory equipment for water-based drilling fluids, which confirms the accuracy of measurements carried out using the developed device and the implemented method, while ensuring a high speed of parameter measurement drilling fluid on a water basis (from 6 minutes) and provides a stable and reliable cyclical process of measuring the parameters of the drilling fluid.
Пример 2. Конструкция устройства для определения параметров бурового раствора, идентична конструкции, описанной в примере 1. Example 2. The design of the device for determining the parameters of the drilling fluid is identical to the design described in example 1.
Посредством описанного устройства были измерены параметры бурового раствора на углеводородной основе, используемом на Песцовом месторождении в процессе бурения скважин. Using the described device, the parameters of the oil-based drilling fluid used at the Pestsovoye field in the process of drilling wells were measured.
По заявленному способу измерения параметров бурового раствора, при котором осуществляли: подачу бурового раствора в устройство для измерения параметров бурового раствора через канал 1 для подвода и отвода бурового раствора посредством насоса 2; измерение температуры, электростабильности, удельного электрического сопротивления и минерализации, водно-углеводородное отношение бурового раствора посредством датчиков температуры 5.2, электростабильности 5.3, рН и резистивности 5.4, диэлектрической проницаемости 5.5; измерение реологических констант бурового раствора посредством измерительного модуля 3, включающего по меньшей мере два датчика давления 3.1, 3.2 и капилляр 3, расположенный между датчиками 3.1 и 3.2; измерение плотности, объемного и массового расхода и температуры бурового раствора посредством расходомера 4; сбор данных и определение параметров бурового раствора посредством блока 6 управления, сбора данных и определения параметров бурового раствора, соединенного с насосом 1, с возможностью его управления, датчиками давления 3.1 и 3.2 измерительного модуля 3, расходомером 4, датчиком уровня 5.1, датчиком температуры 5.2, датчиком электростабильности 5.3, датчиком рН и резистивности 5.4, датчиком диэлектрической проницаемости 5.5. Скорость всего цикла автоматизированного измерения параметров бурового раствора составила 6 минут. Полученные результаты представлены в Таблице 3 в сравнении с результатами, полученными по стандартному методу контроля, регламентируемому Американским нефтяным институтом (API) и Таблице 4. According to the claimed method of measuring the parameters of the drilling fluid, which carried out: the supply of drilling fluid to the device for measuring the parameters of the drilling fluid through the channel 1 for supplying and discharging the drilling fluid through the pump 2; measurement of temperature, electrical stability, electrical resistivity and salinity, water-hydrocarbon ratio of the drilling fluid by means of temperature sensors 5.2, electrical stability 5.3, pH and resistivity 5.4, dielectric constant 5.5; measurement of the rheological constants of the drilling fluid by means of a
Таблица 3 – Результаты измерения параметров бурового раствора на углеводородной основеTable 3—Results of measuring the parameters of oil-based drilling fluid
Таблица 4 – Реологическое поведение бурового раствора на углеводородной основе Table 4—Rheological behavior of oil-based drilling fluid
Результаты, полученные при помощи разработанного устройства, также показали высокую степень сходимости с результатами стандартного замера (API) на лабораторном оборудовании для буровых растворов на углеводородной основе, что подтверждает точность измерений, проводимых посредством разработанного устройства, и реализуемого способа, при этом обеспечивается высокая скорость измерений параметров бурового раствора на углеводородной основе (от 6 минут) и обеспечивается стабильный и надежный цикличный процесс измерений параметров бурового раствора. The results obtained using the developed device also showed a high degree of convergence with the results of the standard measurement (API) on laboratory equipment for oil-based drilling fluids, which confirms the accuracy of the measurements carried out by the developed device and the implemented method, while ensuring a high measurement speed. parameters of oil-based drilling fluid (from 6 minutes) and provides a stable and reliable cyclic process of measuring the parameters of the drilling fluid.
Процесс реализации заявленной системы измерения параметров бурового раствора и машиночитаемого носителя для измерения параметров бурового раствора осуществляется аналогично способу, описанному выше.The process of implementing the claimed system for measuring the parameters of the drilling fluid and the machine-readable medium for measuring the parameters of the drilling fluid is carried out similarly to the method described above.
Таким образом, описанные в примерах реализации экспериментальные данные подтверждают промышленную применимость заявленного изобретения, а также свидетельствуют о том, что предлагаемое устройство и способ обеспечивает достижение вышеуказанного технического результата, заключающегося в повышении скорости измерения параметров бурового раствора на водной и углеводородной основе при одновременном обеспечении высокой точности измерений, стабильного и надежного цикличного процесса измерений параметров бурового раствора. Thus, the experimental data described in the implementation examples confirm the industrial applicability of the claimed invention, and also indicate that the proposed device and method achieve the above technical result, which consists in increasing the speed of measuring the parameters of a water-based and oil-based drilling fluid while ensuring high accuracy. measurements, a stable and reliable cyclic process of measuring the parameters of the drilling fluid.
Claims (34)
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2798916C1 true RU2798916C1 (en) | 2023-06-28 |
Family
ID=
Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1476113A1 (en) * | 1987-07-28 | 1989-04-30 | Среднеазиатский научно-исследовательский институт природного газа | System for monitoring well-drilling parameters |
| RU2085725C1 (en) * | 1994-05-10 | 1997-07-27 | Юрий Алексеевич Волченко | Device for checking parameters of drill mud |
| RU47964U1 (en) * | 2005-03-09 | 2005-09-10 | Лукьянов Эдуард Евгеньевич | SYSTEM FOR MEASURING COSTS AND PROPERTIES OF DRILLING AND CEMENT MORTAR |
| RU2425213C1 (en) * | 2009-12-29 | 2011-07-27 | Закрытое акционерное общество "ГЕОФИЗМАШ" | Borehole instrumentation complex |
| RU2520110C1 (en) * | 2013-01-14 | 2014-06-20 | Анатолий Георгиевич Малюга | Device for remote control of mud parameters in mud ditch |
| WO2016174574A1 (en) * | 2015-04-28 | 2016-11-03 | Drillmec Spa | Control equipment for monitoring flows of drilling muds for uninterrupted drilling mud circulation circuits and method thereof |
| RU2681790C2 (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 |
| RU2784875C2 (en) * | 2017-07-06 | 2022-11-30 | Эм-Ай Эл.Эл.Си. | Automated analysis of drilling mud |
Patent Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1476113A1 (en) * | 1987-07-28 | 1989-04-30 | Среднеазиатский научно-исследовательский институт природного газа | System for monitoring well-drilling parameters |
| RU2085725C1 (en) * | 1994-05-10 | 1997-07-27 | Юрий Алексеевич Волченко | Device for checking parameters of drill mud |
| RU47964U1 (en) * | 2005-03-09 | 2005-09-10 | Лукьянов Эдуард Евгеньевич | SYSTEM FOR MEASURING COSTS AND PROPERTIES OF DRILLING AND CEMENT MORTAR |
| RU2425213C1 (en) * | 2009-12-29 | 2011-07-27 | Закрытое акционерное общество "ГЕОФИЗМАШ" | Borehole instrumentation complex |
| RU2520110C1 (en) * | 2013-01-14 | 2014-06-20 | Анатолий Георгиевич Малюга | Device for remote control of mud parameters in mud ditch |
| WO2016174574A1 (en) * | 2015-04-28 | 2016-11-03 | Drillmec Spa | Control equipment for monitoring flows of drilling muds for uninterrupted drilling mud circulation circuits and method thereof |
| RU2681790C2 (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 |
| RU2784875C2 (en) * | 2017-07-06 | 2022-11-30 | Эм-Ай Эл.Эл.Си. | Automated analysis of drilling mud |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US5095758A (en) | Water cut monitoring means and method | |
| US5067345A (en) | Method and apparatus for measuring and calculating bulk water in crude oil or bulk water in steam | |
| US6823271B1 (en) | Multi-phase flow meter for crude oil | |
| US5363696A (en) | Method and arrangement for oil well test system | |
| DK1893952T3 (en) | Method and apparatus for measuring non-homogeneous flow phase velocities. | |
| US5612490A (en) | Method and apparatus for measuring phases in emulsions | |
| US20150059446A1 (en) | Method and system for analysis of rheological properties and composition of multi-component fluids | |
| RU2754656C1 (en) | Method and system for measuring flow rates of multiphase and/or multicomponent fluid extracted from oil and gas well | |
| EP2160572B1 (en) | Method and apparatus for salinity independent measurement of nonhomogenous flow phase ratios | |
| US10330663B2 (en) | System and method for measuring separation rate of water from water-in-crude oil emulsions | |
| RU2179637C1 (en) | Procedure determining characteristics of well, face zone and pool and device for its realization | |
| US20190094119A1 (en) | Pipe rheometer | |
| CN115435857A (en) | Coriolis direct wellhead measurement apparatus and method | |
| EA024819B1 (en) | Device for determining a component composition of a downhole fluid | |
| US7201068B2 (en) | Water cut meter for measurement of water in crude oil | |
| RU2328597C1 (en) | Process and device of oil well yield measurement at group facilities | |
| US4916940A (en) | Method and apparatus for measuring and calculating bulk water in crude oil | |
| RU2798916C1 (en) | Device and method for automated measurement of drilling fluid parameters | |
| CN212179965U (en) | Automatic measuring device suitable for oil field production well extraction liquid of low flow | |
| RU129256U1 (en) | DEVICE FOR DETERMINING THE COMPONENT COMPOSITION OF OIL AND GAS WELL PRODUCTS | |
| RU2678955C1 (en) | Method of moister content measuring and sampling in three-component mixtures from extracting oil wells and device for its implementation | |
| RU2340772C2 (en) | Method of evaluation of water cuttings of well production of oil wells "охн+" | |
| Osadchuk et al. | Increasing the sensitivity of measurement of a moisture content in crude oil | |
| Rosettani et al. | Instantaneous void fraction signal using capacitance sensor for two-phase flow pattern identification | |
| RU2750249C1 (en) | Oil analyzer |