NO340057B1

NO340057B1 - System for continuous control of drilling fluid properties

Info

Publication number: NO340057B1
Application number: NO20121168A
Authority: NO
Inventors: Olav Gerhard Haukenes Nygaard
Original assignee: Trodlabotn Boreindustri As
Priority date: 2012-10-12
Filing date: 2012-10-12
Publication date: 2017-03-06
Also published as: NO20121168A1

Description

System for kontinuerlig styring av borevæskeegenskaper System for continuous management of drilling fluid properties

Den foreliggende oppfinnelse gjelder et system og en fremgangsmåte for kontinuerlig å styre borevæskeegenskapene i tilførselsledningene for boreslam i en boreinstallasjon for boring av hull i undergrunnen for å utvinne hydrokarboner, geotermiske energi eller grunnvann. The present invention relates to a system and a method for continuously controlling the drilling fluid properties in the supply lines for drilling mud in a drilling installation for drilling holes in the subsoil to extract hydrocarbons, geothermal energy or groundwater.

Når det bores hull i undergrunnen, pumpes typisk en borevæske (for eksempel boreslam eller vann) fra en boreinstallasjon ned i borehullet via borerøret og ut gjennom borekronen og opp ringrommet, primært for transportere opp borekaks fra boreprosessen. Borevæsken benyttes også til å opprettholde et egnet trykk i ringrommet, slik at borehullet ikke kollapser eller sprekker opp. I tillegg benyttes borevæsken til å kjøle ned og smøre borekronen. When holes are drilled in the subsoil, a drilling fluid (for example drilling mud or water) is typically pumped from a drilling installation down into the borehole via the drill pipe and out through the drill bit and up the annulus, primarily to transport up cuttings from the drilling process. The drilling fluid is also used to maintain a suitable pressure in the annulus, so that the borehole does not collapse or crack open. In addition, the drilling fluid is used to cool and lubricate the drill bit.

Noen av de viktigste egenskapene til borevæsken for å opprettholde ønskede forhold i brønnen under boreoperasjonen er derfor strømningshastigheten, rheologien og tettheten til borevæsken i alle deler av strømningssløyfen fra borevæsken pumpes inn i brønnen og til borevæsken returnerer til borevæsketankene ved overflaten. Some of the most important properties of the drilling fluid to maintain desired conditions in the well during the drilling operation are therefore the flow rate, rheology and density of the drilling fluid in all parts of the flow loop from the drilling fluid being pumped into the well and until the drilling fluid returns to the drilling fluid tanks at the surface.

I dag måles typisk borevæskeegenskapene ved å ta en prøve av borevæsken ved forskjellige tilgjengelig punkter boreprosessen, og evaluere eksempelvis tettheten ved hjelp av en balansevekt og eksempelvis rheologien ved hjelp av en trakt eller et mer avansert instrument, et såkalt viskosimeter der et roterende eller vibrerende element plasseres i et lite kar som inneholder en prøve av borevæsken. Today, the drilling fluid properties are typically measured by taking a sample of the drilling fluid at various accessible points in the drilling process, and evaluating, for example, the density using a balance and, for example, the rheology using a funnel or a more advanced instrument, a so-called viscometer where a rotating or vibrating element placed in a small vessel containing a sample of the drilling fluid.

Når disse målingene er gjennomført, kan borevæskens egenskaper justeres ved å sirkulere borevæsken fra en tank, gjennom eksempelvis en venturi-mikser og tilbake til en annen tank eller den samme tanken. På denne måten kan man mikse inn andre væsker eller partikler. Partikler kan være primært vekt-endrede stoff som eksempelvis barytt eller primært viskositetsendrende stoff som eksempelvis bentonitt. Væsker som benyttes til fortynning av borevæsken er typisk vann eller olje. Once these measurements have been carried out, the properties of the drilling fluid can be adjusted by circulating the drilling fluid from a tank, for example through a venturi mixer and back to another tank or the same tank. In this way, you can mix in other liquids or particles. Particles can be primarily weight-changing substances such as baryte or primarily viscosity-changing substances such as bentonite. Liquids used to dilute the drilling fluid are typically water or oil.

For å evaluere borevæskens opprinnelige egenskaper oppstrøms blandesystemet er det vanlig å ta en væskeprøve, og så evaluere eksempelvis tettheten vil borevæsken med en balansevekt. Viskositeten vil typisk bestemmes ved hjelp av tiden det tar for et kjent væskevolum å strømme gjennom en trakt ved atmosfæriske betingelser. Denne manuelle evalueringen kan i tillegg også gjøres nedstrøms blandesystemet. Alternative måter å evaluere borevæskens egenskaper i forkant og etterkant av miksesystemet er eksempelvis å montere tetthetsmålere av forskjellig slag som eksempelvis Coriolismetre eller viskositetsmålere av forskjellig slag som eksempelvis rotametre. Et eksempel på et miksesystem kan det refereres til patenten US1998/5779355. To evaluate the original properties of the drilling fluid upstream of the mixing system, it is common to take a fluid sample, and then evaluate, for example, the density of the drilling fluid with a balance scale. The viscosity will typically be determined using the time it takes for a known volume of liquid to flow through a funnel at atmospheric conditions. In addition, this manual evaluation can also be done downstream of the mixing system. Alternative ways to evaluate the properties of the drilling fluid upstream and downstream of the mixing system are, for example, to install density meters of various types such as Coriolismeters or viscosity meters of various types such as rotameters. An example of a mixing system can be referred to the patent US1998/5779355.

Av andre metoder for å måle egenskapene til borevæsken er det i artikkelen «Utilizing Instrumented Stand Pipe for Monitoring Drilling Fluid Dynamics for Improving Automated Drilling Operations», IFAC 2012 av Carlsen, Nygaard og Time presentert et system som benytter seg av differensialtrykksensorer for å måle differensialtrykket i en vertikal del og en horisontal del av røret mellom hovedpumpemanifolden og toppen av borestrengen, i tillegg til temperaturmålinger av borevæskestrømmen. Denne metoden kan også bli benyttet til å evaluere borevæsken oppstrøms og nedstrøms mikseenheten. Of other methods for measuring the properties of the drilling fluid, in the article "Utilizing Instrumented Stand Pipe for Monitoring Drilling Fluid Dynamics for Improving Automated Drilling Operations", IFAC 2012 by Carlsen, Nygaard and Time, a system that uses differential pressure sensors to measure the differential pressure is presented in a vertical section and a horizontal section of the pipe between the main pump manifold and the top of the drill string, in addition to temperature measurements of the drilling fluid flow. This method can also be used to evaluate the drilling fluid upstream and downstream of the mixing unit.

Et av problemene med denne metoden til Carlsen et al. er at målingene fra differensialtrykksensorene vil være påvirket av mekaniske bevegelser i boreanretningen, som typisk kan forekomme på grunn av skrå plassering på en ved siden av boretårnet, eller bølger dersom boreanretningen er plassert på en flytende farkost. Disse mekaniske bevegelsene vil påvirke i større eller mindre grad helningen til innfestingspunktene for differensialtrykksensoren, og derfor påvirke trykkmålingene. Beregningene av tetthet og friksjonstrykktap kan derfor inneholde feil. One of the problems with this method of Carlsen et al. is that the measurements from the differential pressure sensors will be affected by mechanical movements in the drilling rig, which can typically occur due to an inclined position next to the derrick, or waves if the drilling rig is placed on a floating vessel. These mechanical movements will affect to a greater or lesser extent the inclination of the attachment points for the differential pressure sensor, and therefore affect the pressure measurements. The calculations of density and frictional pressure loss may therefore contain errors.

En annen utfordring til systemet beskrevet i Carlsen et. al. er at det vertikale og det horisontale rørsegmentet er vanskelig i montere mekanisk korrekt i eksisterende og nye boreanretninger, da spesielt et mekanisk avvik i den horisontale delen kan medføre feil i friksjonstrykktapberegningene og påfølgende gi feil i tetthetsberegningene. Another challenge to the system described in Carlsen et. eel. is that the vertical and horizontal pipe segments are difficult to assemble mechanically correctly in existing and new drilling rigs, as a mechanical deviation in the horizontal part in particular can cause errors in the friction pressure loss calculations and subsequently give errors in the density calculations.

Det er et formål med den foreliggende oppfinnelse å i det minste delvis overvinne de ovennevnte problemer og utfordringer. It is an object of the present invention to at least partially overcome the above-mentioned problems and challenges.

Dette formålet, og andre formål som vil være åpenbare ut ifra den følgende beskrivelse, oppnås med et system og en fremgangsmåte i følge de vedlagte uavhengige kravene. Utførelsesformer fremsettes i de vedlagte avhengige kravene. This purpose, and other purposes which will be obvious from the following description, is achieved with a system and a method according to the attached independent claims. Embodiments are presented in the attached dependent claims.

I følge et aspekt av den foreliggende oppfinnelse, tilveiebringes et system for å styre boreslamegenskaper i en boreinstallasjon, gjennom evaluering av borevæskeegenskaper oppstrøms og nedstrøms mikseenheten for så å styre volumstrømmene gjennom miksenheten automatisk, der systemet innebefatter: Minst et gyroelement som plasseres på et, to eller flere rette rørsegment som er plassert i en vinkel i forhold til hverandre; og der minst to differensialtrykkelementer måler trykkforholdene mellom endene i hvert av de to rette rørsegmentene; og et beregningsmiddel som kombinerer gyromålingene med differensialtrykkmålingene for å filtrere ut mekaniske påvirkninger når borevæskens tetthet og friksjonstrykktap beregnes; for så å styre volumstrømmene gjennom mikseenheten for å oppnå de ønskede egenskapene på borevæsken. According to one aspect of the present invention, a system is provided for controlling drilling mud properties in a drilling installation, through evaluation of drilling fluid properties upstream and downstream of the mixing unit in order to control the volume flows through the mixing unit automatically, where the system includes: At least one gyro element that is placed on a, two or several straight pipe segments which are placed at an angle to each other; and where at least two differential pressure elements measure the pressure conditions between the ends in each of the two straight pipe segments; and a calculation means that combines the gyro measurements with the differential pressure measurements to filter out mechanical influences when the drilling fluid density and frictional pressure loss are calculated; and then control the volume flows through the mixing unit to achieve the desired properties of the drilling fluid.

Det foreliggende system kan også innebefatte temperatur og trykkmålinger i nærheten av de rette rørsegment eller tankene i tillegg til en manifold med en styrt ventil som kan lukke strømningspassasjen til returen av tanken, for å evaluere boreslamegenskapene i tanken. The present system may also include temperature and pressure measurements near the straight pipe segment or the tanks in addition to a manifold with a controlled valve that can close the flow passage to the return of the tank, to evaluate the drilling mud properties in the tank.

Det foreliggende systemet tillater at mekaniske forstyrrelser som følge av bevegelser i boreanretningen eller bølgebevegelser på en flytende anretning ikke påvirker beregningene av borevæskens tetthet og friksjonstrykktap. Ved hjelp av det foreliggende systemet kan man beregne både mekaniske påvirkninger i gyroene og trykkpåvirkninger i differensialtrykksensorer og derfor oppnå høyere nøyaktighet ved kontinuerlig å styre borevæsken primære egenskaper som tetthet og flytegenskaper. The present system allows that mechanical disturbances resulting from movements in the drilling device or wave movements on a floating device do not affect the calculations of the density of the drilling fluid and frictional pressure loss. With the help of the present system, one can calculate both mechanical influences in the gyros and pressure influences in differential pressure sensors and therefore achieve higher accuracy by continuously controlling the drilling fluid's primary properties such as density and flow properties.

Det foreliggende systemet kan også lett monteres inn i en eksisterende boreanretning, siden de to rørsegmentene kun trenger å plasseres i en vinkel mellom 0 og 180 grader i forhold til hverandre. The present system can also be easily fitted into an existing drilling rig, since the two pipe segments only need to be placed at an angle between 0 and 180 degrees in relation to each other.

Det foreliggende systemet kan både benyttes til evaluering av borevæskeegenskaper mens miksing pågår væskestrømmen pumpes inn i neste tank, og mens miksing ikke pågår og væskestrømmen pumpes tilbake til tanken. The present system can be used both for the evaluation of drilling fluid properties while mixing is in progress, the fluid flow is pumped into the next tank, and while mixing is not in progress and the fluid flow is pumped back to the tank.

I følge et annet aspekt av den foreliggende oppfinnelse, tilveiebringes en fremgangsmåte for å beregne borevæskens tetthet og strømningsfriksjonstap hvori minst et rørsegment med tilhørende differensialtrykksensor og gyrosensor benyttes som grunnlag for disse beregningene. I tillegg kan det anvendes måling av rotasjonshastigheten på sirkulasjonspumpen for å avgjøre strømningshastighetet gjennom rørsegmentet. Dette aspektet av oppfinnelsen kan fremvise det samme elle lignende trekk og tekniske effekter som det tidligere beskrevne aspektet. According to another aspect of the present invention, a method is provided for calculating the density of the drilling fluid and flow friction loss in which at least one pipe segment with associated differential pressure sensor and gyro sensor is used as a basis for these calculations. In addition, measurement of the rotation speed of the circulation pump can be used to determine the flow rate through the pipe segment. This aspect of the invention may exhibit the same or similar features and technical effects as the previously described aspect.

Disse og andre aspekter av den foreliggende oppfinnelse vil nå bli beskrevet i nærmere detalj med referanse til de vedlagte tegningene som viser en for øyeblikket foretrukket utførelseform for oppfinnelsen. These and other aspects of the present invention will now be described in more detail with reference to the attached drawings which show a currently preferred embodiment of the invention.

Fig 1. er en skjematisk illustrasjon av et system 100 i følge en utførelsesform av den foreliggende oppfinnelse. Et spesielt bruksområde for den foreliggende oppfinnelse er å benytte beregningene av borevæskens tetthet og friksjonstrykktap til å beregne trykkforholdene nede i brønnen. I dette spesielle bruksområdet kan det foreliggende system 100 være parallelt til, eller i det minste delvis erstatte de manuelle målingene av borevæskens tetthet og reologi som også benyttes til å beregne trykkforholdene i brønnen. Fig 1 is a schematic illustration of a system 100 according to an embodiment of the present invention. A particular area of application for the present invention is to use the calculations of the density of the drilling fluid and frictional pressure loss to calculate the pressure conditions down in the well. In this particular area of use, the present system 100 can be parallel to, or at least partially replace, the manual measurements of the density and rheology of the drilling fluid which are also used to calculate the pressure conditions in the well.

Systemet i 100 innbefatter en tank 110 som har et uttak mot en sirkulasjonspumpe 111. Sirkulasjonspumpen har påmontert en strømningssensor 112. Nedstrøms pumpen er det montert en temperaturmåler 113 og en trykkmåler 114. Et første rørsegment 120 har påmontert en differensialtrykksensor 121 og gyroelementer 122 og 123 som benyttes til å måle strømningsegenskapene til borevæsken. En styrt ventil 118 åpner for at væskestrømmen kan sendes tilbake til tanken 110 eller videre gjennom miksesystemet 160. Dersom væsken strømmer tilbake til tank 110 så vil den passere et andre rørsegment 130 som benyttes til å måle strømningsegenskapene ytterligere. Dette andre rørsegmentet 130 består av en differensialtrykksensor 131 og gyroelementene 132 og 133. Dersom væsken strømmer mot mikseenheten 160 så vil væsken passere rørsegment 140 og rørsegment 150. Disse benyttes til å måle strømningsegenskapene ytterligere. Rørsegment 140 består av differensialtrykkmåler 141 og gyroelementene 142 og 143. Rørsegment 150 består av differensialtrykkmåler 151 og gyroelementene 152 og 153. Basert på målingene fra rørsegment 140 og rørsegment 150 kan styreenheten 190 beregne borevæskens tetthet og friksjonstrykktap. Basert på disse beregningene kan styreenheten justere turtallet på sirkulasjonspumpen 111 og/eller justere på mating av faststoff eller væske inn i mikseenheten 160. Mating av faststoff kjer ved hjelp av rotasjonsmotoren 165 som er montert til en skruemater 166 og som slipper stoffet ned i beholderen 162 der mengden justeres ved hjelp av ventilen 161. Etter mikseenheten 160 passerer borevæsken to rørsegment 170 og 180. Rørsegment 170 består av differensialtrykkmåler 171 og gyroelementene 172 og 173. Rørsegment 180 består av differensialtrykkmåler 181 og gyroelementene 182 og 183. Basert på målingene fra rørsegment 170 og rørsegment 180 kan styreenheten 190 beregne borevæskens tetthet og friksjonstrykktap nedstrøms mikseenheten 160. Væsken strømmer så videre til tanken 185, som kan være den samme som tank 110. The system in 100 includes a tank 110 which has an outlet to a circulation pump 111. The circulation pump has a flow sensor 112 mounted on it. A temperature gauge 113 and a pressure gauge 114 are mounted downstream of the pump. A first pipe segment 120 has a differential pressure sensor 121 and gyro elements 122 and 123 mounted on it. which is used to measure the flow properties of the drilling fluid. A controlled valve 118 opens so that the liquid flow can be sent back to the tank 110 or further through the mixing system 160. If the liquid flows back to the tank 110, it will pass a second pipe segment 130 which is used to further measure the flow properties. This second pipe segment 130 consists of a differential pressure sensor 131 and the gyro elements 132 and 133. If the liquid flows towards the mixing unit 160, the liquid will pass pipe segment 140 and pipe segment 150. These are used to further measure the flow properties. Pipe segment 140 consists of differential pressure gauge 141 and gyro elements 142 and 143. Pipe segment 150 consists of differential pressure gauge 151 and gyro elements 152 and 153. Based on the measurements from pipe segment 140 and pipe segment 150, the control unit 190 can calculate the density of the drilling fluid and frictional pressure loss. Based on these calculations, the control unit can adjust the speed of the circulation pump 111 and/or adjust the feeding of solids or liquids into the mixing unit 160. Feeding of solids is done by means of the rotary motor 165 which is mounted to a screw feeder 166 and which drops the material into the container 162 where the amount is adjusted using the valve 161. After the mixing unit 160, the drilling fluid passes two pipe segments 170 and 180. Pipe segment 170 consists of differential pressure gauge 171 and the gyro elements 172 and 173. Pipe segment 180 consists of differential pressure gauge 181 and the gyro elements 182 and 183. Based on the measurements from pipe segment 170 and pipe segment 180, the control unit 190 can calculate the density of the drilling fluid and frictional pressure loss downstream of the mixing unit 160. The fluid then flows on to tank 185, which may be the same as tank 110.

Fagpersonen vil forstå at den foreliggende oppfinnelse på ingen måte er begrenset til utførelsesformene beskrevet under. Tvert i mot er mange modifikasjoner og variasjoner mulig innenfor de vedlagte kravenes omfang. The person skilled in the art will understand that the present invention is in no way limited to the embodiments described below. On the contrary, many modifications and variations are possible within the scope of the attached requirements.

Claims

1. System (100) for evaluating and achieving desired drilling fluid properties in a drilling device, in particular for evaluating the density and flow loss of the drilling fluid, where the system is characterized by: At least a first pipe segment (120) with at least one gyro sensor and at least one differential pressure sensor mounted on it; and At least one circulation pump (111) with attached flow rate detection means (112); and Control means (190) adapted to selectively or sequentially calculate the density of the drilling fluid and flow friction pressure loss based on measured differential pressure and the pipe's angle in relation to the horizontal plane; and At least a second pipe segment (130), in which the control means (190) calculates the drilling fluid's density and frictional pressure loss; and A mixing unit (160) in which the control means (190) controls a circulation pump (111) and a feed valve (161) to achieve desired properties of the drilling fluid.

2. System according to claim 1, further characterized by pipe segment (170) to evaluate the drilling fluid properties after the mixing unit (160).

3. System according to claim 1 or claim 2, further characterized by temperature sensors (113) and pressure sensor (114) to compensate control of the mixing unit for varying temperatures and pressure conditions.

4. Method for continuously evaluating the drilling fluid density and flow pressure drop, in which at least one pipe segment (120) and at least one flow rate detection means (112), where the method is characterized by: recording the differential pressure (121) when the flow rate detection means (112) registers zero flow rate; calculating the density of the drilling fluid using the recorded differential pressure (121), the length of the pipe segment, and the angle in relation to the horizontal plane measured by the gyro elements (122), (123); sensing the differential pressure when the flow rate detection means (112) senses greater than zero flow rate; and to calculate the frictional pressure loss of the drilling fluid using the recorded differential pressure (121), the length of the pipe segment and the angle in relation to the horizontal plane measured by the gyro elements (122), (123).

5. Method according to claim 4, further characterized by a method for continuously controlling the density of the drilling fluid and flow pressure drop, in which at least two pipe segments (140) and (150), a circulation pump (111) and a mixing unit (160) are used, where the method is characterized by: recording the differential pressure and angular position of both pipe segments (140) and (150); to calculate the properties of the drilling fluid using both recorded differential pressures (141), (151), the length of the pipe segments, and both angles in relation to the horizontal plane measured by the gyro elements (142), (143), (152), (153); to control the volume flow of the circulation pump (111) and the mixing unit (160) so that the desired density and frictional pressure loss is achieved on the drilling fluid.

6. Method according to claim 4 or claim 5, further characterized by a method for continuously controlling the density of the drilling fluid and flow pressure drop, in which a circulation pump (111) followed by at least two pipe segments (140), (150), followed by a mixing unit (160) , followed by at least two pipe segments (170) and (180) are used, where the method is characterized by: recording the differential pressure and angle position for both pipe segments (140) and (150); recording the differential pressure and wind position for both pipe segments (170) and (180); to calculate the properties of the drilling fluid upstream of the mixing unit (160) using both recorded differential pressures (141), (151), the length of the pipe segments, and both angles in relation to the horizontal plane measured by the gyro elements (142), (143), (152), ( 153); calculating the properties of the drilling fluid downstream of the mixing unit (160) using both recorded differential pressures (171), (181), the length of the pipe segments, and both angles relative to the horizontal plane (172), (173), (182), (183); to use the control unit (190) to calculate deviations between the properties of the drilling fluid upstream and downstream of the mixing unit to control the circulation pump (111) and the volume flow of the mixing unit (160) so that the desired density and frictional pressure loss is achieved on the drilling fluid downstream of the mixing unit.