Устройство и способ автоматизированного измерения параметров бурового раствора Российский патент 2025 года по МПК E21B21/08 

Группа изобретений 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.

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.

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, 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. (Патент РФ №2085725, опубл. 27.07.1997).

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.

Также известна система и способ измерения расхода и свойств бурового раствора, 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. (Патент РФ №2285119, опубл. 10.10.2006).

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.

Известно устройство для анализа бурового раствора и способ проведения анализа бурового раствора, которое 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. (Патент РФ №2784875, опубл. 30.11.2022).

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.

Кроме того, известно устройство и способ автоматизированного измерения параметров бурового раствора, принятое в качестве ближайшего аналога, содержащее последовательно соединенные между собой канал для подвода и отвода бурового раствора, насос, измерительный модуль для измерения реологических констант бурового раствора, включающий по меньшей мере два датчика давления и капилляр, расположенный между датчиками, расходомер, измерительный модуль (емкость) с установленными внутри датчиком уровня, датчиком температуры, датчиком электростабильности, датчиком рН и резистивности, датчиком диэлектрической проницаемости, а также блок управления, сбора данных и определения параметров бурового раствора, соединенный с насосом с возможностью его управления, с датчиками давления измерительного модуля для измерения реологических констант бурового раствора, расходомером, датчиком уровня, датчиком температуры, датчиком электростабильности, датчиком рН и резистивности, датчиком диэлектрической проницаемости.

Устройство может дополнительно содержать кран управления потоком, установленный между насосом и измерительным модулем.

В устройстве емкость может дополнительно содержать нагревательный элемент.

В устройстве емкость может дополнительно содержать перемешивающее устройство.

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.

Устройство может дополнительно содержать канал для подвода и отвода промывочной жидкости.

Устройство может дополнительно содержать канал для подвода сжатого воздуха.

Устройство может быть размещено в разборном корпусе.

Блок управления, сбора данных и определения параметров бурового раствора может быть размещен в разборном корпусе.

Устройство может дополнительно содержать фильтр грубой очистки, установленный перед насосом.

В свою очередь способ автоматического измерения параметров буровых растворов включает подачу бурового раствора в устройство для измерения параметров бурового раствора через канал для подвода и отвода бурового раствора посредством насоса, 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, измерение реологических констант бурового раствора посредством измерительного модуля, включающего по меньшей мере два датчика давления и капилляр, расположенный между датчиками, измерение плотности, объемного и массового расхода и температуры бурового раствора посредством расходомера, 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. (Патент РФ №2798916, опубл. 28.06.2023)

Недостатками известного автоматизированного устройства измерения параметров бурового раствора являются невысокие скорость и точность измерений для получения достаточной информации о динамике изменения свойств бурового раствора при бурении скважин по времени и глубине, из-за чего, в свою очередь, отсутствует возможность надежного протекания цикличного процесса измерения параметров бурового раствора, необходимого для оперативного управлять и устранения проблем, возникающих во время процесса бурения. Кроме того, существенными недостатками устройства являются большие габаритные размеры и наличие большого количества измерительных блоков, что серьезно усложняет их монтаж и замену при производстве работ и увеличивает стоимость системы. Способ измерения параметров бурового раствора, в свою очередь, характеризируется недостаточной скоростью и точностью измерений.

Задачей настоящего изобретения является создание устройства и способа автоматизированного измерения параметров бурового раствора, позволяющих с высокой точностью и скоростью получать объективную информацию о динамике изменения параметров бурового раствора в процессе бурения по времени и глубине.

Техническим результатом изобретения является обеспечение стабильного и надежного протекания цикличного процесса измерения параметров бурового раствора, необходимого для оперативного управления и устранения проблем, возникающих во время процесса бурения скважин, за счет высокой точности и скорости измерений, а также снижение стоимости устройства за счет упрощения конструкции.

Указанный технический результат достигается тем, что в устройстве автоматизированного измерения параметров бурового раствора, содержащем корпус, каналы для подвода и отвода бурового раствора, измерительный модуль с размещенными внутри него датчиками температуры, электростабильности, резистивности, диэлектрической проницаемости, а также нагревательный элемент, датчик рН, блок управления, сбора данных и определения параметров бурового раствора, соединенный с насосом с возможностью его управления, с датчиками температуры, электростабильности, рН, резистивности и диэлектрической проницаемости, в отличие от ближайшего аналога в корпусе дополнительно установлены плотномер и нагревательный модуль, включающий нагревательную емкость с предохранительным датчиком давления, нагревательный элемент и датчик рН размещены в нагревательном модуле, а в измерительном модуле дополнительно установлен измеритель реологических параметров, включающий, по меньшей мере, три трубки, внутри каждой из которых расположены по два падающих груза одинаковой формы и разной плотности, а снаружи на каждой из них установлено по два индуктивных датчика.

Достижение технического результата обеспечивается за счет описанной конструкции устройства автоматического измерения параметров бурового раствора, которая выполнена в виде трех модулей, установленных в корпусе: нагревательного, измерительного и плотномера, соединенных между собой сборочными операциями. В измерительном модуле размещены датчики температуры, электростабильности, резистивности, диэлектрической проницаемости и дополнительно установлен измеритель реологических параметров, включающий, по меньшей мере, три трубки, внутри каждой из которых расположены по два падающих груза одинаковой формы и разной плотности, а снаружи на каждой из них установлено по два индуктивных датчика.

Посредством описанного устройства обеспечивается повышение точности и 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 (вязкость при низкой скорости сдвига), электростабильность, удельное электрическое сопротивление, рН и минерализация, отношение объемного процента нефти к объемному проценту воды.

За счет упрощения конструкции, а именно модульной конструкции и концентрации всех измерителей в одном измерительном модуле, облегчается его монтаж и замена измерителей при производстве работ, существенно снижается его стоимость. При этом одновременно обеспечивается высокая точность и скорость измерений, стабильное и надежное протекание цикличного процесса измерения параметров бурового раствора, необходимого для оперативного управления и устранения проблем, возникающих во время процесса бурения скважин.

Описанное устройство автоматизированного измерения параметров бурового раствора установлено в блоке приемных емкостей буровой установки и подсоединено к емкости 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 из емкости активной циркуляции бурового раствора, и перекачивание бурового раствора по контуру заявленного устройства, при этом в корпусе заявленного устройства расположены последовательно соединенные, посредством труб, канал для подвода и отвода бурового раствора, нагревательный модуль, включающий нагревательную емкость с нагревательным элементом и с предохранительным датчиком давления и датчиком рН, измерительный модуль, в котором установлены датчики температуры, электростабильности, резистивности и диэлектрической проницаемости, измеритель реологических параметров, включающий, по меньшей мере, три трубки, внутри каждой из которых расположены по два падающих груза одинаковой формы и разной плотности, а снаружи на каждой из них установлено по два индуктивных датчика, и плотномер.

В нагревательной емкости нагревательного модуля 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.

В нагревательном модуле установлен датчик рН, с помощью которого определяют рН (водородный показатель) и температуру.

Под датчиком рН следует понимать любое устройство, предназначенное для измерения рН и температуры бурового раствора. В одном из примеров реализации в качестве датчика рН и температуры 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°С. Потенциометрическое определение рН 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).

Предохранительный датчик давления DM установлен в нагревательном модуле для аварийного отключения системы, в случае роста избыточного давления.

Предохранительный датчик давления DM специально разработан для тяжелых условий эксплуатации и полностью удовлетворяет высоким требованиям производителей гидравлических машин и оборудования.

Предохранительный датчик давления непрерывно отправляет полученные данные в блок управления, сбора данных и определения параметров бурового раствора. При превышении порогового значения по давлению плата управления посылает команду аварийной остановки на частотный преобразователь, работа устройства автоматизированого измерения параметров бурового раствора останавливается с соответствующим уведомлением о неисправности.

В измерительном модуле с установленными внутри него датчиком температуры, датчиком электростабильности, датчиком резистивности, датчиком диэлектрической проницаемости обеспечивается измерение следующих параметров бурового раствора: температура, электростабильность, удельное электрическое сопротивление и/или минерализация, водно-углеводородное отношение и/или содержание углеводородной жидкости.

Под датчиком температуры, установленном в измерительном модуле, следует понимать любое известное из уровня техники устройство, предназначенное для измерения температуры.

В одном из примеров реализации в качестве датчика температуры может быть использован резистор.

Под датчиком электростабильности, установленном в измерительном модуле, 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.

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 металлические 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.

Датчик резистивности представляет собой 4 электрода. Два электрода являются активными и создают ЭДС внутри измеряемой жидкости. Оставшиеся два электрода производят замер созданной ЭДС.

Измеритель реологических параметров, установленный в измерительном модуле, содержит, по меньшей мере, три трубки, внутри каждой из которых расположены по два падающих груза одинаковой формы и разной плотности, а снаружи на каждой из них установлено по два индуктивных датчика. Падающие грузы - цилиндрические формы, падающие в жидкости, самоцентрирующиеся по оси падения и оси трубки. Торцы цилиндров изготовлены в сферической форме для уменьшения сопротивления при падении, для уменьшения влияния плотности на измерение вязкости.

Измеритель реологических параметров обеспечивает измерение реологических параметров, таких как, например, динамическое напряжение сдвига, пластическая вязкость, показатель консистентности, показатель нелинейности, предельное напряжение сдвига и структурно-механических свойств (вязкость при низкой скорости сдвига) бурового раствора.

Вибрационный плотномер состоит из станины, установленной в корпус станины измерительной трубки, с установленным на ней магнитом. Напротив магнита смонтирована электромагнитная катушка. Возбуждение трубки происходит подачей управляющего сигнала с платы управления на контакты катушки электромагнитными силами, возникающими между электромагнитной катушкой и магнитом, установленным на измерительной трубке. Частота вибрации возбужденной трубки фиксируется электромагнитной катушкой. Частота колебаний трубки соответствуют значению плотностей, собранных в калибровочной таблице для данного плотномера.

Описанные выше части устройства автоматизированного измерения параметров бурового раствора, а именно, нагревательный модуль, измерительный модуль, плотномер, размещены 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.

Причем корпус и описанные составные части устройства автоматизированного измерения параметров бурового раствора, а именно, нагревательный модуль, измерительный модуль, плотномер, выполнены во взрывозащищенном исполнении при этом обеспечивается необходимый класс взрывозащищенности и электробезопасности в соответствии с требованиями пожарной безопасности в нефтяной и газовой промышленности и пожарной безопасности морских объектов нефтегазового комплекса, а также технического регламента (TP ТС 012/2011).

Описанные выше части устройства автоматизированного измерения параметров бурового раствора, а именно, нагревательный модуль, измерительный модуль, плотномер соединены между собой сборочными операциями, посредством, например, гибких или жестких труб, из любого известного из уровня техники материала.

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 датчиком температуры, датчиком электростабильности, датчиком рН, датчиком резистивности и датчиком диэлектрической проницаемости и плотномером обеспечивает управление устройством для измерения параметров бурового раствора, например, насосом, в частности, его частотным преобразователем. Также обеспечивает сбор данных с датчика температуры, датчика электростабильности, датчика рН, датчика резистивности, датчика диэлектрической проницаемости, измерителя реологических параметров и плотномера и обеспечивает последующее определение параметров бурового раствора. После определения параметров бурового раствора они могут быть переданы, например, посредством проводной или 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.

Блок управления, сбора данных и определения параметров бурового раствора выполнен в разборном корпусе, в частности во взрывозащищенном исполнении, при этом обеспечивается необходимый класс взрывозащищенности и электробезопасности в соответствии с требованиями пожарной безопасности в нефтяной и газовой промышленности и пожарной безопасности морских объектов нефтегазового комплекса, а также технического регламента (TP ТС 012/2011).

Устройство автоматизированного измерения параметров бурового раствора содержит 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.

Разработанное и описанное выше устройство автоматизированного измерения параметров бурового раствора имеет небольшие габаритные размеры. За счет упрощения конструкции, а именно модульной конструкции и концентрации всех измерителей в одном измерительном модуле, облегчается его монтаж и замена измерителей при производстве работ, существенно снижается его стоимость.

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.

Устройство автоматизированного измерения параметров бурового раствора может работать при параметрах внешней среды: диапазон температур от +5°С до +60°С; относительная влажность при 25°С≤80%. В процессе эксплуатации разработанное и описанное выше устройство обеспечивает полностью автономную автоматизированную работу. Предельная температура бурового раствора, параметры которого могут быть измерены в описанном устройстве, составляет 95°С. Скорость измерения параметров бурового раствора может составлять от 1 минуты.

Указанный технический результат достигается также для способа автоматизированного измерения параметров бурового раствора, при котором осуществляют подачу бурового раствора в устройство для измерения параметров бурового раствора через канал для подвода и отвода бурового раствора посредством насоса, 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, резистивности и диэлектрической проницаемости, измерение реологических параметров бурового раствора, измерение плотности, сбор данных и определение параметров бурового раствора посредством блока управления, сбора данных и определения параметров бурового раствора, соединенного с насосом с возможностью его управления, с датчиками температуры, электростабильности, рН, резистивности и диэлектрической проницаемости в отличие от ближайшего аналога измерение реологических параметров бурового раствора осуществляют посредством дополнительно установленного в измерительном модуле измерителя реологических параметров, включающего, по меньшей мере, три трубки, внутри каждой из которых расположены по два падающих груза одинаковой формы и разной плотности, а снаружи на каждой из них установлено по два индуктивных датчика, измерение плотности осуществляют вибрационным методом в плотномере.

После определения параметров бурового раствора проводят сброс бурового раствора из устройства для измерения параметров бурового раствора через канал для подвода и отвода бурового раствора. После сброса бурового раствора из устройства для измерения параметров бурового раствора осуществляют подачу промывочной жидкости в устройство для измерения параметров бурового раствора, его промывку и последующий сброс промывочной жидкости из устройства.

Так, способ реализуется при подаче бурового раствора в устройство автоматизированного 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, нагревательный модуль, включающий нагревательную емкость с нагревательным элементом и с предохранительным датчиком давления и датчиком рН, измерительный модуль, включающий датчики температуры, электростабильности, резистивности и диэлектрической проницаемости и измеритель реологических параметров, который содержит, по меньшей мере, три трубки, внутри каждой из которых расположены по два груза одинаковой формы и разной плотности, а снаружи на каждой из них установлено по два индуктивных датчика, плотномер.

При реализации способа осуществляют измерение температуры, электростабильности, удельного электрического сопротивления и/или рН и/или минерализации, диэлектрической проницаемости бурового раствора посредством датчиков температуры, электростабильности, рН, резистивности и диэлектрической проницаемости.

Измерение температуры основано на термоэлектрическом эффекте, измеряют при помощи датчика температуры (резистор).

Измерение электростабильности бурового раствора на углеводородной основе производят стандартным методом АНИ датчиком электростабильности, расположенным в измерительном модуле. Измерение производят до получения тока пробоя 61 микроампер. Напряжение повышается от 0 до 2000 вольт. Напряжение повышается со скоростью 150 вольт в сек. Напряжение переменное - частота 340 Гц.

Измерение удельного электрического сопротивления бурового раствора на водной основе резистивности бурового раствора осуществляют при помощи датчика резистивности путем измерения удельного сопротивления жидкости четырехточечным контактным методом на переменном токе.

Два активных электрода, два электрода, с которых снимается ЭДС наведенная с жидкости активными электродами.

Минерализацию определяют для буровых растворов на водной основе при помощи датчиков резистивности и температуры, установленных в измерительном модуле. Измерение основано на зависимости резистивности бурового раствора от минерализации и температуры.

Расчет минерализации производится при помощи номограм, составленных на зависимости концентрации ионов хлора от резистивности и температуры.

Водородный показать измеряют при анализе бурового раствора на водной основе. Измерение проводят при помощи датчика рН, установленного в нагревательном модуле, стандартным потенциометрическим методом, заключающемся в измерении ЭДС электродной системы.

Водно-углеводородное отношение и содержание углеводородной жидкости для буровых растворов на углеводородной основе определяют посредством датчиков резистивности, диэлектрической проницаемости и температуры, расположенных в измерительном модуле.

Расчет водно-углеводородного отношения производится по номограммамам, составленным на зависимости директрической проницаемости от воды и зависимости резистивности от нефти.

На перечислении этих графиков находится содержание нефти, углеводородов в воде.

При реализации способа также осуществляют измерение реологических параметров бурового раствора: пластической вязкости, статического напряжения сдвига, динамического напряжения сдвига, предельного динамического сдвига, показателей консистентности и нелинейности бурового раствора.

Реологические параметры бурового раствора измеряют при помощи измерителя реологических параметров, который содержит, по меньшей мере, три трубки, внутри каждой из которых расположены по два падающих груза одинаковой формы и разной плотности, а снаружи на каждой из них установлено по два индуктивных датчика.

Насос, прокачивая жидкость через измеритель реологических параметров, расположенный в измерительном модуле, поднимает падающие грузы в верхнее положение (2 падающих груза в каждой из трех труб). После остановки работы насоса грузы начинают свободное падение в трубах.

При падении автоматически фиксируют время прохождения груза в трубе между двумя индуктивными датчиками, установленными на трубах. Зная расстояние между датчиками, получаем скорость падения грузов.

График зависимости скорости падения груза от относительной плотности преобразуют в график зависимости напряжения сдвига от скорости сдвига.

При помощи подобранных коэффициентов в соответствии с геометрией трубы, размеров груза, зазоров между грузом и стенкой трубы, скорость падения каждого отдельного груза переводят в скорость сдвига.

При помощи коэффициентов, определенных по эталонным жидкостям переводим относительную плотность поплавков в напряжение сдвига.

После этого методом наименьших квадратов определяют коэффициенты в полиноме реологической кривой модели Гершеля-Балкли.

Имея эти коэффициенты, вычисляют все реологические параметры, в соответствии со стандартными методиками АНИ.

Измерение плотности определяют посредством плотномера вибрационным методом следующим образом. Измерительную трубку плотномера наполняют измеряемой жидкостью. Течение измеряемой жидкости внутри трубки плотномера останавливают, далее 3 раза подряд с интервалом в секунду, происходит возбуждение трубки. Возбуждение трубки происходит подачей управляющего сигнала с платы управления на контакты катушки электромагнитными силами, возникающими между электромагнитной катушкой и магнитом, установленным на измерительной трубке. Частоту вибрации возбужденной трубки фиксируют электромагнитной катушкой. Полученные данные передают в блок управления, сбора данных и определения параметров бурового раствора, усредняют и интерпретируют в значение плотности для измеряемой жидкости внутри измерительной трубки плотномера согласно калибровочной таблице для данного плотномера.

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.

После определения параметров бурового раствора проводят 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.

После сброса бурового раствора из устройства автоматизированного 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.

Изобретение поясняется следующими фигурами.

На фигуре представлен общий вид устройства автоматизированного измерения параметров бурового раствора.

Устройство автоматизированного измерения параметров бурового раствора содержит канал для подвода 1 и отвода 2 бурового раствора, корпус 3, в котором установлены нагревательный модуль 4, измерительный модуль 5, плотномер 6, блок управления 7, сбора данных и определения параметров бурового раствора.

Нагревательный модуль 4 включает нагревательную емкость 8, нагревательный элемент 9, предохранительный датчик давления 10 и датчик рН 11.

Измерительный модуль 5 включает датчик температуры 12, датчик электростабильности 13, датчик резистивности 14, датчик диэлектрической проницаемости 15 и измеритель реологических параметров, который содержит, по меньшей мере, три трубки, внутри каждой из которых расположены по два падающих груза 16 одинаковой формы и разной плотности, а снаружи на каждой из них установлено по два индуктивных датчика 17.

В канале для подвода бурового раствора 1 установлен предохранительный клапан 18.

Устройство автоматизированного измерения параметров бурового раствора следующим образом.

Буровой раствор через канал для подвода 1, попадает в нагревательную емкость 8, подогревается до необходимой температуры нагревательным элементом 9, далее наполняет измерительный модуль 5, плотномер 6 и сбрасывается через канал отвода 2.

В момент остановки течения жидкости происходит замер параметров: Ph с помощью датчика 11, температуру с помощью датчика 12, электростабильность с помощью датчика 13, резистивность с помощью датчика 14, диэлектрическую проницаемость с помощью датчика 15, плотность с помощью плотномера 6, реологические параметры с помощью измерителя реологических параметров, содержащего падающие грузы 16 и индуктивные датчики 17.

В комплексе предусмотрены предохранительные элементы: предохранительный датчик давления 10, установленный в нагревательном модуле 4 и предохранительный клапан 18.

Посредством описанного устройства были измерены параметры бурового раствора на водной и углеводородной основе, используемом на Усть-Балыкском месторождении в процессе бурения скважин.

По заявленному способу измерения параметров бурового раствора, при котором осуществляют: подачу бурового раствора в автоматизированное устройство для измерения параметров бурового раствора через канал 1 и отвод бурового раствора через канал 2 посредством насоса (на чертеже не показан); измерение температуры, электростабильности, диэлектрической проницаемости, удельного электрического сопротивления, рН и минерализации, содержание углеводородной жидкости бурового раствора посредством датчиков рН 11, температуры 12, электростабильности 13, резистивности 14, диэлектрической проницаемости 15; измерение реологических параметров бурового раствора посредством измерителя реологических параметров, который содержит, по меньшей мере, три трубки, внутри каждой из которых расположены по два падающих груза 16 одинаковой формы и разной плотности, а снаружи на каждой из них установлено по два индуктивных датчика 17; измерение плотности посредством плотномера 6; сбор данных и определение параметров бурового раствора посредством блока 7 управления, сбора данных и определения параметров бурового раствора, соединенного с насосом, с возможностью его управления, датчиком рН 11, датчиком температуры 12, датчиком электростабильности 13, и резистивности 14, диэлектрической проницаемости 15.

Датчик давления 10 и предохранительный клапан 18 обеспечивают безопасную работу и защиту всей системы от возможных аварий и непредвиденных ситуаций.

Скорость всего цикла автоматизированного измерения параметров бурового раствора составила 1 минуту.

Полученные результаты представлены в табл. 1 для бурового раствора на водной основе и табл. 2 для бурового раствора на углеводородной основе в сравнении с результатами, полученными по лабораторному замеру.

Таблица 1 - Результаты измерения параметров бурового раствора на водной основе

Таблица 2 - Результаты измерения параметров бурового раствора на углеводородной основе

Результаты, полученные при помощи разработанного устройства, показали высокую степень сходимости с результатами, полученными по замеру на лабораторном оборудовании для буровых растворов на водной и углеводородной основе, что подтверждает точность измерений, проводимых посредством разработанного устройства, и реализуемого способа, при этом обеспечивается высокая скорость измерений параметров бурового раствора (от 1 минут) и обеспечивается стабильный и надежный цикличный процесс измерений параметров бурового раствора.

Таким образом, предложенное изобретение обеспечивает возможность измерения расхода и свойств любых буровых растворов. Концентрация всех измерителей в одном измерительном модуле повышает надежность работы системы и существенно снижает ее стоимость. 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°С до 95°С.

Предложенное изобретение позволяет осуществлять надежный контроль и управление процессом бурения скважин в нефтяной и газовой промышленности.

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к технологии 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. Устройство автоматизированного измерения параметров бурового раствора содержит корпус, каналы для подвода и отвода бурового раствора, измерительный модуль с размещенными внутри него датчиками температуры, электростабильности, резистивности, диэлектрической проницаемости, а также нагревательный элемент, датчик рН, блок управления, сбора данных и определения параметров бурового раствора, соединенный с насосом с возможностью его управления, с датчиками температуры, электростабильности, рН, резистивности и диэлектрической проницаемости. В корпусе дополнительно установлены плотномер и нагревательный модуль, включающий нагревательную емкость с предохранительным датчиком давления, нагревательный элемент и датчик рН размещены в нагревательном модуле. В измерительном модуле дополнительно установлен измеритель реологических параметров, включающий по меньшей мере три трубки, внутри каждой из которых расположены по два падающих груза одинаковой формы и разной плотности, а снаружи на каждой из них установлено по два индуктивных датчика. Обеспечивается стабильное и надежное протекание цикличного процесса измерения параметров бурового раствора, необходимого для оперативного управления и устранения проблем, возникающих во время процесса бурения скважин, за счет высокой точности и скорости измерений. 2 н.п. ф-лы, 1 ил.

1. Устройство автоматизированного измерения параметров бурового раствора, содержащее корпус, каналы для подвода и отвода бурового раствора, измерительный модуль с размещенными внутри него датчиками температуры, электростабильности, резистивности, диэлектрической проницаемости, а также нагревательный элемент, датчик рН, блок управления, сбора данных и определения параметров бурового раствора, соединенный с насосом с возможностью его управления, с датчиками температуры, электростабильности, рН, резистивности и диэлектрической проницаемости, отличающееся тем, что в корпусе дополнительно установлены плотномер и нагревательный модуль, включающий нагревательную емкость с предохранительным датчиком давления, нагревательный элемент и датчик рН размещены в нагревательном модуле, а в измерительном модуле дополнительно установлен измеритель реологических параметров, включающий по меньшей мере три трубки, внутри каждой из которых расположены по два падающих груза одинаковой формы и разной плотности, а снаружи на каждой из них установлено по два индуктивных датчика.

2. Способ автоматизированного измерения параметров бурового раствора, при котором осуществляют подачу бурового раствора в устройство для измерения параметров бурового раствора через канал для подвода и отвода бурового раствора посредством насоса, 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, резистивности и диэлектрической проницаемости, измерение реологических параметров бурового раствора, измерение плотности, сбор данных и определение параметров бурового раствора посредством блока управления, сбора данных и определения параметров бурового раствора, соединенного с насосом с возможностью его управления, с датчиками температуры, электростабильности, рН, резистивности и диэлектрической проницаемости, отличающийся тем, что измерение реологических параметров бурового раствора осуществляют посредством дополнительно установленного в измерительном модуле измерителя реологических параметров, включающего по меньшей мере три трубки, внутри каждой из которых расположены по два падающих груза одинаковой формы и разной плотности, а снаружи на каждой из них установлено по два индуктивных датчика, измерение плотности осуществляют вибрационным методом в плотномере.