[go: up one dir, main page]

CN110914676A - 钻井液的自动化分析 - Google Patents

钻井液的自动化分析 Download PDF

Info

Publication number
CN110914676A
CN110914676A CN201880044377.3A CN201880044377A CN110914676A CN 110914676 A CN110914676 A CN 110914676A CN 201880044377 A CN201880044377 A CN 201880044377A CN 110914676 A CN110914676 A CN 110914676A
Authority
CN
China
Prior art keywords
fluid
temperature
fluid chamber
fluid sample
thermoelectric material
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Pending
Application number
CN201880044377.3A
Other languages
English (en)
Inventor
C·斯图尔特
T·福斯尔
R·梅尔茨
J·T·康诺顿
Z·奇若夫
N·麦克弗森
R·谢莱迪亚
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Schlumberger Technology Corp
Original Assignee
Schlumberger Norge AS
MI LLC
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Schlumberger Norge AS, MI LLC filed Critical Schlumberger Norge AS
Publication of CN110914676A publication Critical patent/CN110914676A/zh
Pending legal-status Critical Current

Links

Images

Classifications

    • GPHYSICS
    • G01MEASURING; TESTING
    • G01NINVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
    • G01N33/00Investigating or analysing materials by specific methods not covered by groups G01N1/00 - G01N31/00
    • G01N33/26Oils; Viscous liquids; Paints; Inks
    • G01N33/28Oils, i.e. hydrocarbon liquids
    • G01N33/2823Raw oil, drilling fluid or polyphasic mixtures
    • GPHYSICS
    • G01MEASURING; TESTING
    • G01NINVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
    • G01N11/00Investigating flow properties of materials, e.g. viscosity, plasticity; Analysing materials by determining flow properties
    • G01N11/10Investigating flow properties of materials, e.g. viscosity, plasticity; Analysing materials by determining flow properties by moving a body within the material
    • G01N11/14Investigating flow properties of materials, e.g. viscosity, plasticity; Analysing materials by determining flow properties by moving a body within the material by using rotary bodies, e.g. vane
    • GPHYSICS
    • G01MEASURING; TESTING
    • G01NINVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
    • G01N11/00Investigating flow properties of materials, e.g. viscosity, plasticity; Analysing materials by determining flow properties
    • G01N2011/006Determining flow properties indirectly by measuring other parameters of the system
    • G01N2011/0093Determining flow properties indirectly by measuring other parameters of the system thermal properties
    • GPHYSICS
    • G01MEASURING; TESTING
    • G01NINVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
    • G01N9/00Investigating density or specific gravity of materials; Analysing materials by determining density or specific gravity
    • G01N9/36Analysing materials by measuring the density or specific gravity, e.g. determining quantity of moisture

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Health & Medical Sciences (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Analytical Chemistry (AREA)
  • Biochemistry (AREA)
  • General Health & Medical Sciences (AREA)
  • General Physics & Mathematics (AREA)
  • Immunology (AREA)
  • Pathology (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Food Science & Technology (AREA)
  • Medicinal Chemistry (AREA)
  • Investigating Or Analyzing Materials Using Thermal Means (AREA)
  • Sampling And Sample Adjustment (AREA)
  • Earth Drilling (AREA)
  • Investigating Strength Of Materials By Application Of Mechanical Stress (AREA)

Abstract

一种系统,包括:流体导管;流体室,所述流体室与所述流体导管连通;流变传感器,所述流变传感器与所述流体室连通;以及电温度控制器,所述电温度控制器与所述流体室连通。响应于来自所述电温度控制器的第一控制信号,所述流体室被冷却。

Description

钻井液的自动化分析
背景技术
钻探井筒时,钻井液被泵入下穿钻柱的中心。钻井液在钻头处通过喷嘴从钻柱流出,并沿井筒环空向上返回位于地表的钻井设备。流体为钻井提供润滑和冷却。流体还将切屑带出井筒,控制井筒压力,并执行与钻探井筒有关的许多其他功能。为了确保钻井液的特性是足够的,工程师要不断地检查钻井液的特性。例如,钻井液的粘度必须高得足以将切屑带出井筒,同时又必须低得足以允许切屑和夹带气体在地表处逸出钻井液。根据操作,工程师可以在24小时时段内多次检查钻井液的特性。
附图说明
附图示出多个示例性实施方案并且是本说明书的一部分。这些附图连同以下描述展示并解释了本公开的各种原理。
图1示出根据本公开的流体测试设备的示例的透视图。
图2示出根据本公开的流体测试设备的内部部件的示例的示意图。
图3示出根据本公开的流体测试设备的流体室的详细视图。
图4示出根据本公开的流体测试设备的用户界面的示例。
图5示出根据本公开的用于调整流体样本温度的系统的示意图。
图6示出根据本公开的用于在不同温度下对流体样本进行自动化测试的方法的示例。
图7示出根据本公开的流体测试设备的部件的示例,所述流体测试设备具有用于控制流体温度以进行密度测量的侧回路。
图8示出根据本公开的无密度传感器的流体测试设备的部件的示例。
虽然本文所述的实施方案容易有各种修改和替代形式,但已通过举例方式在附图中示出具体实施方案并将在本文中对其进行详细描述。然而,本文所述的示例性实施方案并不意图限于所公开的特定形式。相反,本公开涵盖落在所附权利要求范围内的所有修改、等效物和替代形式。
具体实施方式
钻井液沿钻柱向下、离开钻头中的喷嘴、再沿井筒环空向上循环。钻井液可用来清除井筒底部的切屑。在钻井作业过程中监测钻井泥浆的物理特性,以确定钻井泥浆是否工作良好并随着钻井的进展做出任何期望改变。
钻井液测试可测量钻井液的物理特性,诸如测试流体的流变性。流变性测试可用流变仪执行,流变仪诸如粘度计、流变计或其他类型的传感器。这些测试可在井筒现场、实验室或其他地点执行。图1所示的流体测试设备100可在测试之间无来自用户的进一步指令的情况下连续完成一系列钻井液测试。可用流体测试设备100执行的其他类型的流体特性测试包括取得泥浆重量、流变性、密度、水-油含量、乳液电稳定性、流体传导性和粒径分布的测量结果。基于本公开所述的原理,流体测试设备100可自动地在不同温度下执行至少一次或多次流体特性测试。
流体测试设备100可包括外壳102、用户界面104和瓶接收器106。钻井液样本可从循环钻井泥浆或从其他地方收集到瓶108中。瓶108可连接至瓶接收器106。流体导管可从瓶接收器106悬挂下来并在瓶108连接至瓶接收器106时浸没到钻井液样本中。泵可主动地将至少一部分钻井液样本从瓶108中输送到可进行测试的流体测试设备100中。
瓶108可通过任何适当类型的接口固定至瓶接收器106。在一些示例中,瓶接收器106具有内部螺纹,所述内部螺纹可与瓶108的外部螺纹接合。在其他示例中,瓶108卡扣到位,通过压缩保持在适当位置,否则与瓶接收器106互锁,或者否则通过另一种连接方式连接至瓶接收器106。
用户界面104可允许用户指示流体测试设备100执行测试。在一些示例中,流体测试设备100通过用户界面104呈现用于测试钻井液样本的选项。在一些情况下,用户可指示要执行的测试类型以及用于执行这些类型测试的参数。例如,用户可指示通过用户界面104流体测试设备100在多种温度下执行粘度测试。用户还可通过用户界面104指定这些测试的期望温度。
根据本公开中描述的原则,可使用任何类型的用户界面104。在一些情况下,用户界面104是可从流体测试设备100的外壳102访问的触摸屏。在这种类型的示例中,用户可触摸所述触摸屏以输入信息并向流体测试设备100提供指令。在其他示例中,流体测试设备100可包括无线接收器,在所述无线接收器处,用户可无线地向流体测试设备100提供信息和/或发送指令。例如,用户可通过移动装置、电子平板电脑、笔记本电脑、联网装置、台式电脑、计算装置、其他类型的装置或其组合来发送信息和/或提供指令。在用户可与流体测试设备100无线通信的示例中,用户可位于现场,或者用户可位于远程位置。在一些情况下,泥浆工程师可位于场外的远程位置,并且当地技术人员可为泥浆工程师装满瓶108,这样泥浆工程师就不必在现场来对钻井泥浆进行评估并提出建议。在又另一个示例中,用户界面104可包括键盘、鼠标、按钮、拨号盘、开关、滑块、其他类型的物理输入机构或其组合,以帮助用户向流体测试设备100输入信息或提供指令。在一些情况下,流体测试设备100可包括麦克风或摄像头,所述麦克风或摄像头允许用户对流体测试设备100讲出信息和/或通过动作/手势与流体测试设备100交流。
在输入信息并指示流体测试设备100开始测试后,流体测试设备100可在无用户进一步参与的情况下完成测试。当测试完成时,流体测试设备100可自动地从一种类型的测试转换到另一种类型的测试。此外,流体测试设备100可在无用户参与的情况下在测试之间自动调节钻井液样本的温度。通常,在钻井泥浆循环穿过热的井下环境中的钻柱后对其进行测试。在钻井泥浆需要在低于钻井泥浆当前温度的温度下进行测试的那些情形下,必须使钻井泥浆必须冷却,之后才可执行测试。流体测试设备100可降低钻井液样本的温度并使用户可自由地执行其他任务。
图2和图3示出根据本公开的流体测试设备100的内部部件的示例的示意图。图3详细示出图2所示的内部构件的一部分。在此示例中,流体测试设备100包括瓶接收器106、泵200、流体导管204、连接到流体导管204的密度传感器216、流体室218、以及连接到流体室218的流变传感器220。
瓶接收器106可以是流体测试设备100外部的任何适当附接件,瓶108可连接到所述附接件,并且所述附接件包括用于从瓶108中移除钻井液样本230的机构。在所示示例中,流体导管204的一部分从瓶接收器106悬挂下来一定距离,使得当附接瓶108时,入口206浸没在钻井液样本230中。过滤器202连接至钻井液导管204并包围入口206,使得得以防止固体颗粒和/或不想要的碎片进入流体导管204。
流体导管204的第一部分210将入口206连接至泵200。泵200可用于将至少一部分钻井液样本230从瓶108中抽取到流体导管204中。在一些示例中,泵200是蠕动泵。但是,根据本公开中描述的原则,可使用任何适当类型的泵。
流体导管204的第二部分212可将导管204连接至泵200和密度传感器。在一些情况下,泵200的高度比密度传感器216高。在这种类型的示例中,泵200可释放钻井液样本230,并允许重力将钻井液样本230推送至密度传感器216。在其他示例中,泵200可主动地将钻井液样本230推动通过密度传感器216。
可使用任何适当类型的密度传感器216。在一个示例中,密度传感器216可以是科里奥利密度计,其在钻井液样本230通过它时测量钻井液样本230的特性。科里奥利密度计可测量密度计内部部件的移动/振动。这些移动可在钻井液样本230通过密度传感器216时测量。此频率与钻井液样本的密度有关。
流体导管204的第三部分214将流体导管204从密度传感器216连接到流体室218。流体室218可包括限定开口242的室壁236。流体室218的出口208可终止于流体室218的开口242,并将钻井液样本230引导到流体室218中。
当流体液位232处于适当高度时,液位检测传感器222可向泵200发送信号以停止泵入钻井液样本230。可使用任何适当类型的液位检测传感器222。可使用的液位检测传感器的不完全列表包括:超声波传感器、流体传导性传感器、电容传感器、感应传感器、微波传感器、激光传感器、浮子开关、热流量开关、静水压力传感器、基于雷达的传感器、磁致伸缩传感器、光学传感器、测压元件传感器、其他类型的传感器、飞行时间传感器、其他类型的传感器或其组合。
虽然上述每一种液位检测传感器都可用于一些应用,但对于某些类型的钻井液来说,上述许多液位检测传感器可能不如其他类型的传感器有效。在一些示例中,热弥散液位检测传感器并入到流体室218中,并且对于多种不同类型的钻井液来说可以是有效的。热弥散液位检测传感器可有效用于检测流体的液位,而不管流体的介电强度、产生光学干扰的倾向以及使液位检测具有挑战性的其他特性。
热弥散技术通常用于测量流体流速的特性。一般地,流体流动时比静止时更冷。常规地,热分散技术分析流体的温度以确定流体的流速或其他特性。在于流体测试设备100中使用热弥散技术的示例中,热弥散技术可改换用途以用于确定流体液位232。
采用热弥散技术的液位检测可通过以下方式来实现:在钻井液样本230进入流体室218时主动移动钻井液样本230,并测量沿流体室218的各种高度处的温度差。在一些示例中,转子248可使钻井液样本230在填充时在流体室218内旋转。由转子248引起的钻井液样本230的旋转可对室壁236的与流体直接接触的部分产生冷却效果。流体液位232可通过以下方式来确定:比较沿流体室壁的温度差,并标识产生温度差的高度处的流体液位232。
在图2和图3的示例中,液位检测传感器222包括第一液位检测器224、第二液位检测器226和第三液位检测器228。在一些情况下,第一液位检测器224、第二液位检测器226和第三液位检测器228中的每一者都是热弥散液位探测器。在其他示例中,这些检测器中的至少一个是不同类型的传感器。对于那些是热液位检测器的液位检测器,它们各自可包括两个或更多个液位温度计,所述液位温度计检测室壁236的温度、室壁236的外部附近的温度、室壁236的内部附近的温度或其组合。液位检测器中的液位温度计中的每一个可彼此相邻,但处于不同高度。当两个温度计中的较低者的温度与较高温度计的温度不同时,液位检测器可发送信号以使泵200停止。这种温度差可指示:流体液位232在较低温度计和较高温度计之间。
如果第一液位检测器224不能正常操作,第二液位检测器226可用作备用。在这种情况下,第二液位检测器226可致使发送信号以使泵200停止。
第三液位检测器228可用于指示液位232太高。在一些示例中,流体测试设备100的流变传感器220或其他部件在操作流体液位234上方并入到流体室218中。如果流体液位232太高,钻井液样本230可能会进入这些部件并干扰它们的操作。在一个这样的示例中,粘度计的旋转轴承可在流体室218中的操作流体液位234上方,并且如果流体液位232超过流体操作液位,则钻井液样本230可进入旋转轴承。在一些情况下,粘度计的旋转轴承被精调以获得精确的测量读数。这些精调轴承中的钻井液可导致粘度计的测量输出不准确。当第三液位检测器228被激活时,它可导致向用户传递信息,即在继续测试之前需要对设备进行检查。在一些示例中,第三液位检测器228还可发送信号以使泵200停止。
在图2和图3的示例中,流变传感器220是粘度计。流变传感器220可包括转子248,所述转子248悬挂到流体室218的开口242中,以在流体室218装满时与钻井液样本230接触和/或浸没到钻井液样本230中。在一些示例中,转子248是外圆筒,其绕着内圆筒中的浮子(未示出)旋转。钻井液样本230被注入到转子248和浮子之间的环空内。当激活时,转子248以已知速度旋转并通过钻井液样本230在浮子上产生剪切应力。扭力弹簧可抑制浮子的移动并测量剪切应力。粘度计可在任何适当的转速(每分钟转数或RPM)下进行测试。在一些情况下,测试是在600、300、200、100、6和3RPM下进行的。
电温度控制器可与流体室218连通。根据本公开中描述的原则,可使用任何适当类型的电温度控制器。在一些示例中,电温度控制器包括热电材料256(例如,帕尔贴装置),所述热电材料256具有响应于温差产生电流的特性。热电材料256可包括与流体室218的外表面238接触的第一侧258。在一些情况下,热电材料256包括与第一面258相背对并与散热器268接触的第二面260。
热电材料256可以是电路的一部分,所述电路可使电流通过热电材料256以同时在热电材料256内产生加热区262和冷却区264两者。可在电路中并入极性开关以改变电流通过热电材料256的方向。当电流沿第一方向通过热电材料256时,邻近流体室218产生加热区262并且邻近散热器268产生冷却区264。当邻近流体室218主动产生加热区262时,电温度控制器主动加热流体室218。在一些情况下,当邻近流体室218产生加热区262时,流体室的温度升高到更高的温度,或者流体室的温度可保持在用于对钻井液样本230执行测试的期望温度。在电流沿与第一个方向相反的第二方向通过热电材料256的情况下,邻近流体室218产生加热区262并且邻近散热器268产生加热区262。在邻近流体室218主动产生冷却区264的那些情况下,钻井液样本的温度降低到更冷的温度,或者钻井液样本的温度可保持在用于对钻井液样本230执行测试的期望温度。
加热区262和冷却区264的温度可用脉冲宽度调制器控制。脉冲宽度调制器可按产生一定平均电流的频率速率开关电路。脉冲宽度调制器使电流流过热电材料256的时间与电流的流动停止的时段相比越长,供应至热电材料256的总功率就越高,从而导致在加热区262中产生越高温度以及在冷却区264中产生越低温度。通过增加电流停止流过热电材料256的时间段,可降低加热区262和冷却区264之间的温度差。脉冲宽度调制器可使热电材料256可调节地将流体室218加热或冷却至要用流体室218执行的每次测试的期望温度中的每一者。
流体室218可由导热材料制成,所述导热材料扩散由热电材料256的第一258侧产生的温度。在此实施方案中,流体室218由铝制成,但流体室218可由其他类型的导热材料制成。可用于制成流体室218的导热材料的不完全列表包括铝、铜、金、镁、铍、钨、其他金属、其混合物、其合金、或它们的组合。在一些情况下,流体室218完全由导热系数基本一致的材料制成。在其他示例中,室壁236的内表面衬有导热系数与构成流体室218的不同部分的其他材料不同的材料。
流体室218的外表面238的与热电材料256相邻的接触表面240可包括与热电材料256热接触的光滑表面粗糙度。在一些示例中,接触表面240包括抛光表面。此外,在一些实施方案中,接触表面240包括流体室218的外表面238的其他部分的更光滑光洁度。接触表面240的光洁度可减少热电材料256与流体室218的外表面238之间的间隙。在一些示例中,可使用导热膏来填充接触表面240和热电材料256之间的间隙。即使在接触表面240具有光洁度的示例中,接触表面240仍然可能有小可最小化热电材料256和流体室218之间的热传递的间隙,并且在这些示例中可使用导热膏来增强热传递。
流体室218的外表面238可至少部分地由绝缘层244包围。绝缘层244可使否则将加热或冷却流体室218的环境条件最弱化。例如,绝缘层244可防止流体室218外部的环境温度加热或冷却流体室218以使其远离用于执行流变性测试的期望温度。在一些情况下,绝缘层244可阻止在流体室218的外部形成冷凝,当使钻井液样本230达到更高温度或试图保持钻井液样本230在更高温度时,冷凝可导致对流体室218的所不想要的冷却。
流体室218可包括测量钻井液样本230的温度的至少一个流体温度计250。流体室218还可包括至少一个设备温度计252,所述设备温度计252可测量与钻井液样本230相关联的至少一个设备的温度。例如,设备温度计252可测量形成流体室218的材料的温度。流体室材料的温度测量可防止流体室218过热。
散热器268可由导热材料制成,并且包括增加散热器268的表面积的翅片270。翅片270可用于与流体介质(诸如空气或液体)交换温度。在于第二侧260上产生加热区262的示例中,由加热区262产生的热量可遍布散热器268扩散并通过翅片270传递到流体介质中。在一些情况下,风扇272邻近散热器268定位来使空气流过翅片270以增加热量消散到空气中的速率。在其他示例中,水或其他类型的液体可作为流体介质在翅片270之上经过。在此示例中,液体介质不与流体室218接触,而是替代地与散热器268的翅片270接触。
图4示出根据本公开的流体测试设备100的用户界面104的示例。在此示例中,用户界面104呈现供用户关于执行测试指示流体测试设备100的格式。在此示例中,所述格式包括用于选择钻井液样本230的源的样本源选项400、用于每次测试的温度设定值选项402、以及用于每次测试的持续时间选项404。此外,用户界面104呈现用于向流体测试设备100发送指令的控件。
在此示例中,向用户提供用于执行测试的五个温度设定值。虽然所示示例描绘了用于进行测试的五个不同温度,但可向用户呈现任何适当的温度值,也可呈现任何适当数量的温度设定值选项。
在所示示例中,测试持续时间被描绘为10秒选项或10分钟选项。但是,根据本公开中描述的原则,可呈现任何适当的测试持续时间。此外,可通过用户界面104呈现任何适当数量的测试持续时间选项404。
虽然图4的示例示出呈现用户可选择的有限数量的选项的格式,但在其他示例中,所述格式呈现开放字段,用户可在其中指定温度、测试持续时间或其他测试参数的值。此外,一些示例还可为用户提供添加任意数量的测试以便由流体测试设备100执行的能力。
在所示示例中提供的控件包括启动命令406、停止命令408、重复命令410和重置命令412。当用户期望开始测试时,他或她可选择开始命令406。在一些示例中,响应于发送开始命令406,流体测试设备100按顺序执行测试中的每一个而不必具有来自用户的额外参与。在一些示例中,测试顺序包括:在最低选定温度设定值下执行第一次测试,以及在第二最低选定温度设定值下执行第二次测试,以此类推,直到在最高选定温度设定值下执行最后一次测试。
图5示出用于测试钻井液样本的系统500的图解。所述系统500包括处理器515、I/O控制器520、存储器525、用户界面526、极性开关530、流变传感器535以及电温度控制器540。这些部件可无线地、通过硬连线连接或其组合进行通信。所述系统的存储器525可包括测试温度确定器545、温度调节器550、温度验证器555、测试启动器560和测试结束确定器565。温度调节器550包括脉冲宽度调制器570和极性改变器575。
处理器515可包括智能硬件装置(例如,通用处理器、数字信号处理器(DSP)、中央处理单元(CPU)、微控制器、专用集成电路(ASIC)、现场可编程门阵列(FPGA)、可编程逻辑装置、离散门或晶体管逻辑部件、离散硬件部件或其任何组合)。在一些情况下,处理器515可被配置来使用存储器控制器操作存储器阵列。在其他情况下,存储器控制器可集成到处理器515中。处理器515可被配置来执行存储在存储器中的计算机可读指令以执行各种功能(例如,支持对规定光学装置进行评估的功能或任务)。
I/O控制器520可表示调制解调器、键盘、鼠标、触摸屏或类似装置或者与之交互。在一些情况下,I/O控制器520可实现为处理器的一部分。在一些情况下,用户可通过I/O控制器520或通过由I/O控制器520控制的硬件部件与所述系统交互。I/O控制器520可与任何适当的输入端和任何适当的输出端进行通信。
存储器525可包括随机存取存储器(RAM)和只读存储器(ROM)。存储器525可存储包括指令的计算机可读的、计算机可执行的软件,当被执行时,所述指令致使处理器执行本文所述的各种功能。在一些情况下,除其他事项之外,存储器525可包含基础输入/输出系统(BIOS),其可控制基础硬件和/或软件操作,诸如与外围部件或装置的交互。
测试温度确定器545表示致使处理器515确定要在其下进行测试的温度的编程指令。在一些示例中,通过访问用户输入到用户界面中的信息来确定测试温度。
温度调节器550表示致使处理器515调节钻井液样本温度的编程指令。温度调节过程的一部分可包括:确定钻井液样本的当前温度,以及确定下一次测试的期望温度是高于还是低于钻井液样本的当前温度。基于钻井液样本的温度是升高还是降低,极性改变器575可致使处理器515向极性开关530发送指令以沿适当方向引导电流通过热电材料。脉冲宽度调制器570可向电温度控制器540发送指令以调节通过热电材料的电流强度。当主动改变钻井液样本的温度时,脉冲宽度调制器570可致使信号强度大于信号强度预期仅保持钻井液样本处于当前温度以进行测试时的情况。
温度验证器555表示致使处理器515确定钻井液样本的当前温度的编程指令。温度调节器550可咨询此信息以确定何时将信号强度从主动改变钻井液样本的温度改变到保持钻井液样本的温度。
测试启动器560表示致使处理器515使得用流变传感器535执行测试的编程指令。测试启动器560也可向温度验证者555咨询信息以确定钻井液样本是否处于用于执行测试的适当温度。
测试结束确定器565表示致使处理器515确定何时完成测试的编程指令。在一些示例中,测试结束确定器565在第一温度下的测试结论时向温度调节器发送信号。作为响应,温度调节器550可开始用于改变钻井液样本的温度以用于在不同的期望温度下进行下一次测试的过程。
图6示出根据本公开的用于在不同温度下对流体样本进行自动化测试的方法600的示例。在此示例中,方法600包括:将钻井液样本供给605至流体室605;接收610用于在两个或更多个温度下测试钻井液样本的指令;通过电温度控制器透过流体室使钻井液样本的温度达到615两个或更多个温度中的第一温度;通过并入到流体室中的流变传感器在第一温度下测试620钻井液样本;在结束在第一温度下的测试后自动地通过电温度控制器使钻井液样本的温度达到625第二温度;以及通过流变传感器在第二温度下测试630钻井液样本。可根据本公开中描述的原则,可执行本方法的至少一些部分。
图7示出根据本公开的流体测试设备100的部件的示例,所述流体测试设备100具有用于控制流体温度以进行密度测量的侧回路800。在所示示例中,侧回路800并入到流体测试设备100中。第二泵806和密度传感器216并入到侧回路800中。当钻井液处于用于测试钻井液样本230的密度的期望温度时,第二泵806可致使钻井液样本230的一部分从流体室218进入侧回路800。
在一些示例中,用户界面向用户呈现测试钻井液样本230的流变性、测试钻井液样本230的密度或其组合的选项。用户可指示流体测试设备100在与流变传感器220测试钻井液样本230所处温度相同的温度下测试钻井液。在其他示例中,可在与通过流变传感器220进行的测试中的至少一次不同的温度下测试钻井液样本230的密度。在一些情况下,电加热控制器使钻井液样本230达到用于由流变传感器220、密度传感器216、另一种类型的传感器218或其组合执行的测试的温度。在图8的示例中,根据本公开,流体测试设备100不包括密度传感器216。
虽然上文已将流体测试设备描述为具有用于连接到包含钻井液样本的瓶的瓶接收器,但在一些示例中,无瓶接收器并入到流体测试设备中。例如,用户可将钻井液样本倒入并入到流体测试设备中的箱子中。在钻井液样本并入到流体测试设备中的一些示例中,可将过滤器并入到箱子的出口中以过滤出沙子、碎片、其他类型的固体或其组合。在一些情况下,用户可将钻井液样本直接倒入连接至粘度计或其他流变传感器的流体室中。
在一个实施方案中,一种系统包括:流体导管;流体室,所述流体室与所述流体导管连通;流变传感器,所述流变传感器与所述流体室连通;以及电温度控制器,所述电温度控制器与所述流体室连通。响应于来自所述电温度控制器的第一控制信号,所述流体室被冷却。
一种方法包括:接收用于在两个或更多个温度下测试钻井液样本的指令;通过电温度控制器使所述钻井液样本的温度达到所述两个或更多个温度中的第一温度;通过流体特性传感器在所述第一温度下测试所述钻井液样本;在结束在所述第一温度下的测试后自动地通过所述电温度控制器使所述钻井液样本的温度达到第二温度;以及在所述第二温度下测试所述钻井液样本。
一种设备包括流体室,其中所述流体室包括室壁和由所述室壁限定的开口。所述设备还包括与所述流体室连通的流变传感器。所述流变传感器包括突出到所述开口中的转子,其中所述转子支撑被在所述开口内的一定深度处以在用流体将所述流体室内填充到操作液位时接触流体样本。此外,所述设备包括:至少一个热分散传感器,当所述转子致使所述流体样本在所述流体室内移动时,所述至少一个热分散传感器检测所述流体样本的液位;以及电温度控制器,所述电温度控制器与所述流体室连通,所述电温度控制器被配置来控制所述流体室内的所述控制流体样本的温度。
为了说明的目的,已经参考特定实施方案描述了上述描述。但是,以上说明性论述并并意图是详尽的,或者将本发明限于所公开的精确形式。鉴于以上教义,许多修改和变化是可能的。选择并且描述实施方案是为了最佳地解释本发明的系统和方法的原理和它们的实际应用,从而使本领域其他技术人员能够最佳地利用本发明的系统和方法以及具有适合于所设想特定用途的各种修改的各种实施方案。
除非另有指出,否则如说明书和权利要求中所用的术语“一个”或“一种”应当被视为意指“……中的至少一个”。此外,为了便于使用,如说明书和权利要求中所用的字词“包括”和“具有”可与字词“包含”互换且具有相同含义。此外,如说明书和权利要求中所用的术语“基于”应当被视为意指“至少基于”。

Claims (20)

1.一种系统,其包括:
流体导管;
流体室,所述流体室与所述流体导管连通;
流变传感器,所述流变传感器与所述流体室连通;
电温度控制器,所述电温度控制器与所述流体室连通;
其中响应于来自所述电温度控制器的第一控制信号,所述流体室被冷却。
2.如权利要求1所述的系统,其中响应于来自所述电温度控制器的第二控制信号,所述流体室被加热。
3.如权利要求2所述的系统,其中所述第二控制信号具有与所述第一控制信号相反的极性。
4.如权利要求1所述的系统,其还包括与所述流体导管连通的密度传感器。
5.如权利要求4所述的系统,其还包括:
所述流体导管的入口;以及
所述流体导管的出口,所述出口与所述流体室连通;
其中所述密度传感器定位在所述入口和所述出口之间。
6.如权利要求1所述的系统,其中所述电温度控制器包括同时产生加热区和冷却区的热电材料。
7.如权利要求6所述的系统,其中所述电温度控制器包括脉冲宽度调制器以控制发送通过所述热电材料的信号强度。
8.如权利要求6所述的系统,其中所述电温度控制器包括与所述热电材料连通的散热器。
9.如权利要求6所述的系统,其还包括:
极性开关,所述极性开关与所述热电材料连通;
其中当所述极性开关沿第一方向引导电力通过所述热电材料时,在所述热电材料的第一侧上产生所述加热区并且在所述热电材料的第二侧上产生所述冷却区;
其中当所述极性开关沿与所述第一方向相反的第二方向引导电力通过所述热电材料时,在所述热电材料的所述第二侧上产生所述加热区并且在所述热电材料的所述第一侧上产生所述冷却区。
10.如权利要求1所述的系统,其还包括:
处理器;
存储器,所述存储器与所述处理器通信,其中所述处理器包括用于以下操作的编程指令:
接收用于在两个或更多个不同温度下通过所述流变传感器测试所述流体室中的流体样本的输入;
通过所述电温度控制器使所述流体样本的温度达到所述两个或更多个不同温度中的第一温度;
在所述第一温度通过所述流变传感器测试所述流体样本;
自动地通过所述电温度控制器使所述流体样本的所述温度达到所述两个或更多个不同温度中的第二温度;以及
在所述第一温度下通过所述流变传感器测试所述流体样本。
11.如权利要求1所述的系统,其还包括并入到所述流体室中的至少一个液位检测传感器。
12.如权利要求11所述的系统,其中所述至少一个液位检测传感器是热分散传感器。
13.如权利要求1所述的系统,其还包括覆盖所述流体室的外表面的绝缘层。
14.一种方法,其包括:
接收用于在两个或更多个温度下测试钻井液样本的指令;
通过电温度控制器使所述钻井液样本的温度达到所述两个或更多个温度中的第一温度;
通过流体特性传感器在所述第一温度下测试所述钻井液样本;
在结束在所述第一温度下的测试后,自动地通过所述电温度控制器使所述钻井液样本的所述温度达到第二温度;以及
在所述第二温度下测试所述钻井液样本。
15.如权利要求14所述的方法,其中使所述钻井液样本的所述温度达到所述第一温度或所述第二温度包括:向与所述钻井液样本热接触的热电材料施加控制信号。
16.如权利要求14所述的方法,其还包括:
将所述钻井液样本供应至流体室;以及
通过并入到所述流体室中的热分散传感器检测所述流体室内的钻井液液位。
17.一种设备,其包括:
流体室,所述流体室包括:
室壁;以及
开口,所述开口由所述室壁限定;
流变传感器,所述流变传感器与所述流体室连通,所述流变传感器还包括:
转子,所述转子突出到所述开口中;
所述转子被支撑在所述开口内的一定深度处以在用流体将所述流体室填充到操作液位时接触流体样本;
至少一个热分散传感器,当所述转子致使所述流体样本在所述流体室内移动时,所述至少一个热分散传感器检测所述流体样本的液位;
电温度控制器,所述电温度控制器与所述流体室连通,所述电温度控制器被配置来控制所述流体室内的所述流体样本的温度。
18.如权利要求17所述的设备,其中所述电温度控制器还包括:
热电材料;
所述热电材料的第一侧与所述流体室的外表面接触;并且
所述热电材料的第二侧与散热器接触。
19.如权利要求18所述的设备,其中所述热电材料具有以下特性:
响应于跨所述热电材料施加的第一控制信号而邻近所述流体室产生加热区并且邻近所述散热器产生冷却区;以及
当跨所述热电材料施加的第二控制信号具有与所述第一控制信号相反的极性时,响应于所述第二控制信号而邻近所述散热器产生所述加热区并且邻近所述流体室产生所述冷却区。
20.如权利要求18所述的设备,其还包括:
处理器;
存储器,所述存储器与所述处理器通信,其中所述处理器包括用于以下操作的编程指令:
接收用于在多个温度下通过所述流变传感器测试所述流体室中的所述流体样本的输入;
自动地使所述流体样本的所述温度达到所述多个温度中的每一个并保持在所述温度;以及
自动地在所述多个温度中的每一个下通过所述流变传感器测试所述流体样本。
CN201880044377.3A 2017-07-06 2018-07-03 钻井液的自动化分析 Pending CN110914676A (zh)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US201762529454P 2017-07-06 2017-07-06
US62/529,454 2017-07-06
PCT/US2018/040769 WO2019010212A1 (en) 2017-07-06 2018-07-03 AUTOMATED ANALYSIS OF DRILLING FLUID

Publications (1)

Publication Number Publication Date
CN110914676A true CN110914676A (zh) 2020-03-24

Family

ID=64951218

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN201880044377.3A Pending CN110914676A (zh) 2017-07-06 2018-07-03 钻井液的自动化分析

Country Status (10)

Country Link
US (2) US20200182852A1 (zh)
EP (1) EP3649462B1 (zh)
CN (1) CN110914676A (zh)
AU (1) AU2018298054B2 (zh)
BR (1) BR112019028218B1 (zh)
CA (1) CA3068835A1 (zh)
CO (1) CO2020001163A2 (zh)
EC (1) ECSP20002816A (zh)
MY (1) MY205228A (zh)
WO (1) WO2019010212A1 (zh)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN115112845A (zh) * 2022-08-23 2022-09-27 中石化胜利石油工程有限公司钻井工艺研究院 一种用于检测油基钻井液性能的系统及方法

Families Citing this family (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US12163945B2 (en) 2017-07-06 2024-12-10 Schlumberger Technology Corporation Automated analysis of drilling fluid
US11643898B2 (en) 2018-10-17 2023-05-09 Schlumberger Technology Corporation Systems and methods for monitoring and/or predicting sagging tendencies of fluids
GB2602910B (en) * 2019-09-23 2024-05-08 Schlumberger Technology Bv Automated analysis of drilling fluid
CN113884532A (zh) * 2021-10-12 2022-01-04 西南石油大学 一种钻井液抗温性能测试装置
US12174169B2 (en) * 2022-01-14 2024-12-24 Saudi Arabian Oil Company Apparatus and method for measuring settling of weighting materials in drilling and completion fluids
US12140518B2 (en) * 2023-03-16 2024-11-12 Saudi Arabian Oil Company Sample preparation pressure-volume-temperature (PVT) cell for viscosity sample preparation with electromagnetic viscometer (EMV)

Citations (16)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
GB1379470A (en) * 1972-08-01 1975-01-02 A C I Operations Viscometers
US4086061A (en) * 1977-02-28 1978-04-25 Beckman Instruments, Inc. Temperature control system for chemical reaction cell
JPH1078824A (ja) * 1996-09-02 1998-03-24 Tenryu Technic:Kk 流体温度制御装置およびその方法
US20030084708A1 (en) * 2001-11-02 2003-05-08 Abnett Albert C Free rotor viscometer
CN2783315Y (zh) * 2005-03-03 2006-05-24 华北石油管理局钻井工艺研究院 数显式旋转粘度计
JP2007086035A (ja) * 2005-09-26 2007-04-05 Fujifilm Corp 液体性状判定装置及び方法
CN101842679A (zh) * 2007-10-25 2010-09-22 梅特勒-托利多公开股份有限公司 温度控制设备
KR20110075086A (ko) * 2009-12-28 2011-07-06 주식회사 마루이엔지 중합 효소 연쇄 반응 장치의 열전냉각기 제어장치 및 방법
CN102187199A (zh) * 2008-09-25 2011-09-14 马尔文仪器有限公司 温度控制流变仪
US20130009784A1 (en) * 2010-01-27 2013-01-10 Eric Villard Online Measuring Assembly of the Rheological Properties of a Drilling Fluid and Associated Measuring Method
CN102918379A (zh) * 2010-02-10 2013-02-06 斯伦贝谢挪威公司 自动化钻井液分析器
CN203025064U (zh) * 2012-12-18 2013-06-26 中国石油化工股份有限公司 钻井液性能测试装置
US20130277113A1 (en) * 2012-04-20 2013-10-24 Robert J. Murphy Method and apparatus for solid-liquid separation of drilling fluids for analysis
US8881577B1 (en) * 2012-04-02 2014-11-11 Agar Corporation, Ltd. Method and system for analysis of rheological properties and composition of multi-component fluids
US20160313292A1 (en) * 2015-04-24 2016-10-27 Petroleum Analyzer Company, Lp Method and apparatus for measuring characteristics of a heated fluid in a hostile environment
CN106415236A (zh) * 2014-04-11 2017-02-15 电流感应器公司 粘度计和使用该粘度计的方法

Family Cites Families (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4518700A (en) * 1981-12-04 1985-05-21 Beckman Instruments, Inc. Method and apparatus for regulating the temperature of an analytical instrument reactor
US5780737A (en) * 1997-02-11 1998-07-14 Fluid Components Intl Thermal fluid flow sensor
US9341556B2 (en) * 2012-05-23 2016-05-17 Halliburton Energy Systems, Inc. Method and apparatus for automatically testing high pressure and high temperature sedimentation of slurries
US10695729B2 (en) * 2016-03-24 2020-06-30 Highland Fluid Technology, Inc. Optimizing drilling mud shearing

Patent Citations (17)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
GB1379470A (en) * 1972-08-01 1975-01-02 A C I Operations Viscometers
US4086061A (en) * 1977-02-28 1978-04-25 Beckman Instruments, Inc. Temperature control system for chemical reaction cell
JPH1078824A (ja) * 1996-09-02 1998-03-24 Tenryu Technic:Kk 流体温度制御装置およびその方法
US20030084708A1 (en) * 2001-11-02 2003-05-08 Abnett Albert C Free rotor viscometer
CN2783315Y (zh) * 2005-03-03 2006-05-24 华北石油管理局钻井工艺研究院 数显式旋转粘度计
JP2007086035A (ja) * 2005-09-26 2007-04-05 Fujifilm Corp 液体性状判定装置及び方法
CN101842679A (zh) * 2007-10-25 2010-09-22 梅特勒-托利多公开股份有限公司 温度控制设备
CN102187199A (zh) * 2008-09-25 2011-09-14 马尔文仪器有限公司 温度控制流变仪
KR20110075086A (ko) * 2009-12-28 2011-07-06 주식회사 마루이엔지 중합 효소 연쇄 반응 장치의 열전냉각기 제어장치 및 방법
US20130009784A1 (en) * 2010-01-27 2013-01-10 Eric Villard Online Measuring Assembly of the Rheological Properties of a Drilling Fluid and Associated Measuring Method
CN102918379A (zh) * 2010-02-10 2013-02-06 斯伦贝谢挪威公司 自动化钻井液分析器
US20150316527A1 (en) * 2010-02-10 2015-11-05 Schlumberger Norge As Automated drilling fluid analyzer
US8881577B1 (en) * 2012-04-02 2014-11-11 Agar Corporation, Ltd. Method and system for analysis of rheological properties and composition of multi-component fluids
US20130277113A1 (en) * 2012-04-20 2013-10-24 Robert J. Murphy Method and apparatus for solid-liquid separation of drilling fluids for analysis
CN203025064U (zh) * 2012-12-18 2013-06-26 中国石油化工股份有限公司 钻井液性能测试装置
CN106415236A (zh) * 2014-04-11 2017-02-15 电流感应器公司 粘度计和使用该粘度计的方法
US20160313292A1 (en) * 2015-04-24 2016-10-27 Petroleum Analyzer Company, Lp Method and apparatus for measuring characteristics of a heated fluid in a hostile environment

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN115112845A (zh) * 2022-08-23 2022-09-27 中石化胜利石油工程有限公司钻井工艺研究院 一种用于检测油基钻井液性能的系统及方法
CN115112845B (zh) * 2022-08-23 2022-11-25 中石化胜利石油工程有限公司钻井工艺研究院 一种用于检测油基钻井液性能的系统及方法

Also Published As

Publication number Publication date
WO2019010212A1 (en) 2019-01-10
AU2018298054A1 (en) 2020-01-23
RU2020104983A (ru) 2021-08-06
BR112019028218B1 (pt) 2023-10-10
ECSP20002816A (es) 2020-02-28
CO2020001163A2 (es) 2020-02-18
BR112019028218A2 (pt) 2020-07-07
MY205228A (en) 2024-10-08
WO2019010212A8 (en) 2020-01-23
US20230048482A1 (en) 2023-02-16
CA3068835A1 (en) 2019-01-10
EP3649462A4 (en) 2021-03-17
US20200182852A1 (en) 2020-06-11
RU2020104983A3 (zh) 2022-01-21
EP3649462B1 (en) 2025-01-22
EP3649462A1 (en) 2020-05-13
AU2018298054B2 (en) 2024-05-02

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN110914676A (zh) 钻井液的自动化分析
US20250102490A1 (en) Automated analysis of drilling fluid
Hemmat Esfe et al. Turbulent forced convection heat transfer and thermophysical properties of Mgo–water nanofluid with consideration of different nanoparticles diameter, an empirical study
Moghanlou et al. Experimental study on electrohydrodynamically induced heat transfer enhancement in a minichannel
US20200215505A1 (en) Optimizing Drilling Mud Shearing
US11377949B2 (en) Multiphase flow metering
AU2021226625B2 (en) Determining rheological properties of fluids
NO348090B1 (en) Fuzzy logic flow regime identification and control
Magnini et al. Fundamental study of wax deposition in crude oil flows in a pipeline via interface-resolved numerical simulations
Wei Heat transfer regimes in fully developed plane-channel flows
WO2021010945A1 (en) Dynamic formulation of water-based drilling fluids
RU2784875C2 (ru) Автоматизированный анализ бурового раствора
WO2017160411A1 (en) Predicting water holdup measurement accuracy of multiphase production logging tools
CN114616453A (zh) 钻井液的自动分析
WO2016025435A1 (en) Methods and apparatus to determine downhole fluid parameters
Sui et al. Improvement of wired drill pipe data quality via data validation and reconciliation
US20140251004A1 (en) Method and system for flow measurement
RU2783814C1 (ru) Реометрические системы и связанные способы
CA1332292C (en) Temperature controlling means for a thermostat for use in measuring viscosity
RU2742164C1 (ru) Способ определения уровня жидкости в водозаборной скважине
Martinez Vidaur Experimental Study of Automated Characterization of Non-Newtonian Fluids
Iversen et al. Towards closing the loop on drilling fluid management control
Wang et al. Oscillatory Thermocapillary Flow of High Prandtl Number Fluid and Its Dependence on Free Surface Heat Transfer
Ashena et al. Mechanistic modeling of annular two-phase flow while underbalanced drilling in Iran
Ülker Modeling and experimental study of turbulent newtonian fluid in fully eccentric annulus considering temperature and pipe rotation effects

Legal Events

Date Code Title Description
PB01 Publication
PB01 Publication
SE01 Entry into force of request for substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
TA01 Transfer of patent application right
TA01 Transfer of patent application right

Effective date of registration: 20220516

Address after: Holland, Hague

Applicant after: SCHLUMBERGER TECHNOLOGY Corp.

Address before: Texas, USA

Applicant before: M-I LLC

Applicant before: Schlumberger Norway