СИСТЕМА ИЗМЕРЕНИЯ ОБЪЕМА, ПЛОТНОСТИ И ТЕМПЕРАТУРЫ ПРОМЫВОЧНОЙ ЖИДКОСТИ В ПРИЕМНЫХ И ДОЛИВНЫХ ЕМКОСТЯХ

Полезная модель относится к измерительной технике и может использоваться для измерения объема, плотности и температуры жидкостей в резервуарах, сообщающихся с атмосферой, в частности в нефтегазодобывающей и геологоразведочной отраслях для контроля объема, плотности и температуры промывочной жидкости (ПЖ) в приемных и доливных емкостях буровых установок при бурении скважин.
Комплекты контрольно-измерительных приборов, которыми оснащают буровые установки, как правило, включают датчики уровня ПЖ в приемных и доливных емкостях, которые служат для контроля поглощения и притока ПЖ в процессе бурения, а также для контроля долива скважины при подъеме бурового инструмента и ликвидации катастрофических поглощений (Лукьянов Э.Е., Стрельченко В.В. Геолого-технологические исследования в процессе бурения. - М.: Нефть и газ, 1997, стр.454-462).
Известны датчики уровня поплавкового типа: ПУР, ДУ-1, ПУ-1 (Демихов В.И. Средства измерения параметров бурения скважин. Справочное пособие. - М.: Недра, 1990), Погрешность измерения таких датчиков составляет ±1,5-2,5% от верхнего предела измерения (1,6-2,5 м). Недостатками известных поплавковых датчиков уровня являются низкая точность их показаний, связанная с налипанием на поплавок твердой фазы ПЖ и изменением плотности ПЖ, а также сложность конструкции датчиков, приводящая к частым отказам. В настоящее время производство этих датчиков прекращено.
Из источников информации (Emerson Process Management. Оборудование будущего, доступное сегодня! - Emerson Process Management. Отпечатано в России. Издание 4, 01.2004) и (Приборы измерения уровня фирмы KROHNE. - KROHNE, 04.2004. - 7.02366.23.00) также известны бесконтактные акустические и радарные уровнемеры, имеющие высокую точность определения уровня (погрешность ±5-20 мм), но использование их для измерения уровня ПЖ в емкостях проблематично из-за наличия пены на поверхности жидкости, а также корочки льда при низких температурах. Дополнительным сдерживающим фактором являются чрезвычайно высокие цены этих уровнемеров.
Наряду с датчиками уровня известные системы контроля содержат аппаратурные средства измерения плотности ПЖ в качестве параметра, определяющего давление на вскрываемые пласты и стенки скважины, перенос энергии от насоса к забойному
3
3
гидравлическому двигателю и насадкам долота, размыв породы на забое и т.д. К поддержанию заданной плотности и ее точному определению предъявляются жесткие требования. Погрешность в измерении плотности ПЖ не должна превышать 20 кг/м в диапазоне измерения 800-2640 кг/м (Лукьянов Э.Е., Стрельченко В.В. Геолого-технологические исследования в процессе бурения. - М.: Нефть и газ, 1997, стр.489-504).
Для непрерывного автоматического измерения плотности ПЖ используют весовые плотномеры, в которых взвешивается определенный объем жидкости; гидростатические плотномеры, измеряющие давление столба жидкости постоянной высоты (к ним относятся и пьезометрические); поплавковые плотномеры, основанные на определении выталкивающей силы, равной весу вытесненной жидкости, и резонансные (вибрационно-массовые) плотномеры, основанные на изменении колебательной (присоединенной) массы, которая в свою очередь определяется по изменению резонансной частоты.
К весовым плотномерам относится автоматический плотномер АВП-1 (Демихов В.И. Средства измерения параметров бурения скважин. Справочное пособие. - М.: Недра, 1990), к настоящему времени снятый с производства. К недостаткам АВП-1 следует отнести необходимость применения специального насоса для перекачки ПЖ и большую зависимость его показаний от вибраций, которым подвержена буровая установка при работе поршневых насосов.
3
К гидростатическим плотномерам относится пьезометрический плотномер ПЖ типа ПП-1, принцип действия которого основан на преобразовании перепада давления воздуха в пьезометрических трубках, погруженных в ПЖ на разную глубину, в пропорциональный пневматический сигнал (Демихов В.И. Средства измерения параметров бурения скважин. Справочное пособие. - М.: Недра, 1990). К настоящему времени он также снят с производства. Недостатками плотномера ПП-1 являются: необходимость иметь источник сжатого воздуха, использование пневматических преобразователей и регистратора, не применяющихся в практике проведения буровых работ, а также недостаточно высокую точность измерения (27 кг/м).
3
Гидростатические плотномеры, аналогичные плотномеру ПП-1 с подачей воздуха в пьезометрические трубки применяются многими зарубежными сервисными фирмами, поставляющими приборы контроля процесса бурения. К приборам такого рода относится система для контроля плотности и температуры раствора ТД-2000 фирмы М/Д «ТОТКО» (Лукьянов Э.Е., Стрельченко В.В. Геолого-технологические исследования в процессе бурения. - М.: Нефть и газ, 1997, стр.500), имеющая высокую точность (±12 кг/м) по плотности и достаточно низкую точность (±1,2°С) по температуре. К недостаткам системы ТД-2000 следует отнести большую сложность из-за наличия блоков подготовки воздуха,
блоков пневмопреобразователей, а также необходимость постоянного обслуживания и высокую стоимость.
Более простыми и надежными являются гидростатические плотномеры, не использующие подачу воздуха, имеющие два датчика давления, расположенные с разносом 150-400 мм (база измерения) на штанге, спускаемой в приемную емкость. Примером такого плотномера является плотномер фирмы RIGSERV LTD [(Лукьянов Э.Е., Стрельченко В.В. Геолого-технологические исследования в процессе бурения. - М.: Нефть и газ, 1997, стр.501), поставляющей комплексные системы процесса бурения.
Недостатками плотномеров данной конструкции являются большое влияние на их показания налипания твердой фазы на разделительные мембраны и невысокая точность из-за малой базы измерения.
Наиболее близкой к заявляемой системе является комплексная аппаратура «Раствор-1», содержащая измерительные элементы для непрерывного измерения плотности, температуры, уровня (объема) и интенсивности притока/поглощения и долива ПЖ в рабочих емкостях и доливной емкости буровой установки. Комплексная аппаратура «Раствор-1» входит в комплект станций геолого-технологических исследований «Разрез», «Сириус» (Лукьянов Э.Е., Стрельченко В.В. Геолого-технологические исследования в процессе бурения. - М.: Нефть и газ, 1997, стр.504) и применяется на буровых установках в настоящее время. Комплексная аппаратура «Раствор-1», имея высокие метрологические показатели (погрешность определения плотности ±10 кг/м3, температуры ±0,1°С, уровня ±2 мм и т.д.), обладает и рядом недостатков, к которым следует отнести следующие: так как измерительные элементы (приемники давления) погружены в ПЖ (на базе 300 мм) для нормальной работы измерителей плотности и уровня необходимо ежесуточно очищать приемную часть измерителей давления от налипшей твердой фазы; комплексная аппаратура «Раствор-1» сложна в изготовлении; невозможна замена первичных преобразователей, входящих в комплект «Раствор-1» непосредственно на буровой.
Техническим результатом предлагаемой полезной модели является разработка системы измерения объема, плотности и температуры промывочной жидкости в приемных и доливных емкостях буровой установки, обеспечивающей повышение точности определяемых параметров, а также повышение надежности работы системы и снижение сложности обслуживания за счет упрощения конструкции.
Технический результат достигается тем, что разработана система измерения объема, плотности и температуры промывочной жидкости в приемных и доливных емкостях буровой установки, содержащая, по меньшей мере, два измерительных модуля, каждый из которых представляет конструкцию, состоящую из двух коаксиально-расположенных
труб, соединяющихся в верхней части с герметичным отсеком, в котором расположены измерители уровня, давления и температуры промывочной жидкости, блок электроники, измерительные модули снабжены кронштейнами для установления в емкостях и соединены информационными кабелями с информационным табло бурильщика.
Измеритель уровня, расположенный в герметичном отсеке измерительного модуля, может быть выполнен в виде высокоточного объемного реверсивного расходомера-счетчика, вход которого соединен с межтрубным пространством коаксиально-расположенных труб, выход сообщается с атмосферой.
Измеритель давления, расположенный в герметичном отсеке измерительного модуля, может быть выполнен в виде высокоточного кварцевого датчика давления и температуры, вход которого соединен с полостью внутренней трубы, обеспечивающего возможность измерения давления жидкости во внутренней трубе с учетом поправки на температуру и вычисления значения плотности промывочной жидкости с учетом показаний измерителя уровня.
Измерительный модуль может дополнительно содержать датчик температуры промывочной жидкости, размещенный на нижней части внутренней трубы и электрически соединенный с блоком электроники, размещенным в герметичном отсеке.
Указанный датчик температуры промывочной жидкости может быть выполнен в виде высокоточного резистивного или кварцевого термометра.
Блок электроники, расположенный в герметичном отсеке измерительного модуля, может содержать встроенный источник автономного питания, обеспечивающий непрерывность измерений.
Коаксиально-расположенные трубы, входящие в состав измерительных модулей могут быть выполнены из высокопрочного стеклопластика, наружные и внутренние стенки труб покрыты фторопластовой пленкой.
Информационное табло бурильщика может содержать клавиатуру для ввода значений площади основания используемых емкостей, диаметра скважины, календарного времени, номера скважины, значений уставок по всем параметрам и т.п., световую и звуковую сигнализацию о превышении заданных значений уставок, вычислитель (контроллер), обеспечивающий функции вычисления по заданным алгоритмам на базе информации, введенной с клавиатуры и полученной от измерительных модулей по информационным кабелям, суммарного объема промывочной жидкости в емкостях и интенсивности притока-поглощения при бурении и подъеме инструмента, индикаторы измеряемых и вычисляемых параметров и интерфейс передачи информации на станцию геолого-технологических
исследований, на рабочее место бурового мастера, супервайзера и на верхний уровень управления буровыми работами.
На фиг.1 представлена схема расположения предлагаемой системы измерения объема, плотности и температуры бурового раствора в приемных и доливных емкостях. На фиг.2 приведена схема конструкции отдельного измерительного модуля, входящего в состав системы.
Система измерения, показанная на фиг.1, объединяет несколько измерительных модулей 1. Количество модулей 1, входящих в систему измерения, соответствует числу используемых доливочных и приемных емкостей 2. Каждый измерительный модуль 1 снабжен кронштейном 3 для установки на стенках емкости 2, подключен к источнику питания и соединен информационным кабелем 4 с информационным табло бурильщика 5.
Представленный на фиг.2 измерительный модуль, входящий в систему измерения, содержит сборку из двух коаксиально-расположенных стеклопластиковых труб разного диаметра - внешней трубы 6 и внутренней трубы 7. Длина труб составляет примерно 2200-3000 мм. Верхние части коаксиально-расположенных труб 6 и 7 с помощью герметичных резьбовых соединений соединены с основанием 8 герметичного отсека 9, образованного цилиндром 10, ввернутым в основание 8, и крышкой 11, накрывающей верхнюю часть цилиндра 10. Внутри отсека 9 размещены кварцевый датчик 12 давления и температуры, контактирующий с полостью внутренней трубы 7 через отверстие 13, объемный расходомер 14 газа, вход которого через трубку 15 и штуцер 16 соединен с межтрубным пространством, образованным сборкой труб 6 и 7, выход объемного расходомера 14 через трубку 17 и штуцер 18 сообщается с атмосферой, блок 19 электроники со встроенной литиевой батареей, установленный на стойках, на фиг.2 не показанных. На наружной поверхности трубы 7 на расстоянии 100-200 мм от ее нижнего среза расположен датчик 20 температуры ПЖ. Датчик 20 температуры ПЖ соединен кабелем 21, уложенным вдоль наружной поверхности трубы 7 с герметичным разъемом 22, установленном на основании 8 со стороны герметичного отсека 9. На крышке 11 герметичного отсека 9 установлены герметичные силовой разъем 23 для подачи питания к блоку электроники, разъем 24 для съема и передачи информационных сигналы с выхода блока 19 электроники на информационное табло 5 и ручка 25. Нижняя часть сборки коаксиально расположенных стеклопластиковых труб 6 и 7 заправлена в центратор 26 с защитными дугами 27.
Работает заявляемая система следующим образом. Измерительные модули 1, входящие в систему измерения, с помощью ручек 25 устанавливают в каждой емкости на
кронштейнах 2, выполненных, например, в виде шарнирных держателей, неподвижная часть которых крепится к стенке емкости, а подвижная позволяет погружать измерительный модуль под уровень ПЖ на необходимую глубину. Центратор 27 с защитными дугами 28 препятствует посадке сборки коаксиально расположенных труб 6 и 7 в осадок на дне емкости, основание 8 герметичного отсека 9, в котором расположено измерительное и электронное оборудование находится значительно выше максимального уровня ПЖ. При заполнении нижней части межтрубного пространства промывочной жидкостью происходит вытеснение воздуха, который через штуцер 16 и трубку 15 попадает в объемный расходомер 14 газа, и через трубку 17 и штуцер 18 выходит в атмосферу, при этом происходит выравнивание давления воздуха в межтрубном пространстве и атмосферного давления. При повышении уровня ПЖ воздух вытесняется через расходомер 14 в атмосферу, а при понижении уровня воздух из атмосферы проходит через объемный расходомер 14 в межтрубную полость, сохраняя в ней давление равное атмосферному. За счет реверсивной работы объемного газового расходомера 14 уровень ПЖ измеряют непрерывно.
в
пж
Объем воздуха V, вытесненный из межтрубной полости равен объему ПЖ V, заполнившей межгрубное пространство:
где h - высота уровня ПЖ от нижнего обреза труб 6 и 7;
в
D - внутренний диаметр наружной трубы 6;
н
d - наружный диаметр внутренней трубы 7.
в
н
Так как D и d - величины постоянные, постоянной является и площадь сечения межтрубного пространства
Тогда
а
в
Из (3) следует, что разрешение по измерению уровня Δh определяется разрешением по измерению объема ΔV и площадью сечения межтрубного пространства S.
в
в
н
3
2
Так, для применяемого объемного расходомера-счетчика ОР-40/32 рабочий объем ΔV=1,25 см. При D=13,25 см и d=4,0 см S=125,25 см.
Тогда , что более чем на порядок лучше, чем разрешение самых совершенных радарных уровнемеров (Emerson Process Management. Оборудование будущего, доступное сегодня! - Emerson Process Management. Отпечатано в России. Издание 4, 01.2004) и (Приборы измерения уровня фирмы KROHNE. - KROHNE, 04.2004. - 7.02366.23.00).
Принимая, что разрешение по уровню в реальных условиях работы уровнемера при использовании вытеснительного метода его измерения не превышает ±0,2 мм при диапазоне измерения 2000 мм, получим погрешность измерения уровня ±0,01%.
Блок электроники 19, имеющий постоянно включенное питание от встроенной литиевой батареи, обеспечивает непрерывность измерений. Блок электроники 19 определяет направление вращения ротора объемного расходомера 14 газа, суммирует вытесненный объем со знаком «+», а зашедший в межтрубное пространство воздух из атмосферы (при снижении уровня) со знаком «-». Реализуемый в данной системе вытеснительный способ дает возможность постоянно отслеживать уровень ПЖ в емкостях по выражению (3). Блок электроники 19 обеспечивает распознование и преобразование сигналов, полученных от датчика 12 температуры и давления, объемного расходомера 14 газа, а также от датчика 20 температуры, поступающие по кабелю 21 через разъем 22.
Для вычисления плотности промывочной жидкости используют значения давления, определенные с помощью датчика 12 (с поправкой на температуру, определяемую тем же датчиком 12), и величину h, рассчитанную по формуле (3) на основании показаний объемного расходомера 14.
Плотность ρ на интервале h вычисляют по выражению
где Р - давление во внутренней трубе 7, измеренное датчиком 12,
h - уровень, определяемый по выражению (3).
Из (4) следует, что при высокой точности определения h разрешение по измерению плотности Δρ определяется разрешением по давлению ΔР.
Например, при использовании кварцевого преобразователя давления и температуры ПДТК-Р-М ([Преобразователь давления и температуры кварцевый ПДТК-Р-М. Проспект ОАО «СКТБ ЭлПА», 2002) с диапазоном измерения 0-0,06 МПа (0-6000 мм.вод.ст) и диапазоном изменения частоты от 300 до 3000 гц разрешение по давлению составит 6000/(3000-300)=2,22 мм/гц. Тогда погрешность определения
, что значительно меньше регламентируемой погрешности (Лукьянов Э.Е., Стрельченко В.В. Геолого-технологические исследования в процессе бурения. - М.: Нефть и газ, 1997, стр.454-462). Принимая в расчет реальные условия измерения, можно утверждать, что реальная погрешность измерения плотности ПЖ будет не хуже, чем 0,1-0,2%.
Реализация измерения истинной температуры ПЖ датчиком 20 температуры, размещенным в непосредственной близости с ПЖ, по стандартным схемам с использованием как резистивных, так и кварцевых датчиков температуры с постоянной времени τ≈5 с гарантирует определение температуры ПЖ с погрешностью не более ±0,1°С.
Таким образом, высокие точностные характеристики системы измерения уровня, плотности и температуры ПЖ в приемных и доливных емкостях буровой установки, простота конструкции системы и ее минимальное обслуживание обеспечивают достижение технического результата заявляемой полезной модели.
Вычисление объема ПЖ в емкости производят по выражению:
e
где h - текущее значение h в емкости,
e
S - площадь основания емкости - величина постоянная, ее значение вводят в контроллер блока электроники через клавиатуру информационного табло 3 бурильщика для каждой емкости.
e
e
Погрешность определения текущего объема в емкости ΔV определяется погрешностью определения Δh (±0,2 мм).
2
3
e
e
Например, для емкости площадью 20 м погрешность определения V может составить ΔV=0,0002·20=0,004 м=4 л.
Суммирование объемов ПЖ во всех n емкостях, задействованных в циркуляции ПЖ, производят по выражению:
Интенсивность поглощения/притока в единицу времени (л/час) или на единицу проходки (л/м) определяют по выражениям:
где  - удельное поглощение/приток по времени,
1
- суммарный объем ПЖ в емкостях, задействованных в циркуляциях на момент времени t,
2
- суммарный объем ПЖ в емкостях, задействованных в циркуляциях на момент времени t,
1
2
1
2
- изменение объема скважины за счет ее углубления от глубины H до глубины Н за время от t до t (подсчитывается с учетом диаметра скважины).
где  - удельное поглощение/приток по глубине,
1
2
,  - суммарные объемы ПЖ в емкостях, задействованных в циркуляции при глубинах скважины H и Н соответственно,
1
2
- изменение объема скважины за счет ее углубления от глубины H до глубины Н (с учетом диаметра скважины).
Измерение объема долива ПЖ в скважину при подъеме инструмента производят по показаниям измерительных модулей, размещенных в доливочных емкостях.
дол
ин
Долив прекращают при появлении доливаемой ПЖ в желобе, а затем - в приемных емкостях и сравнивают баланс объема доливаемой жидкости V с объемом V, занимаемым извлеченным инструментом, который определяют по формуле:
уд св
где V - удельный объем тела одной свечи, л
n - количество извлеченных свеч.
дол
ин
дол
ин
Если V=V, то скважина не поглощает, при V>V скважина поглощает с интенсивностью:
2
1
где (t-t) - время между двумя доливами.
дол
ин
Если V<V - скважина проявляет с интенсивностью:
Величины притока/поглощения и данные по доливочным емкостям при проведении подъема инструмента отображаются на информационном табло бурильщика. При выходе значений притока/поглощения за установленные заранее (при помощи клавиатуры) пределы (уставки) срабатывает световая и звуковая сигнализация, информирующая бурильщика о переходе контролируемых параметров за установленные пределы.
Уставки по притоку/поглощению (как и по плотности, температуре и объему в емкостях) могут быть введены и в процессе бурения с подачей световой и звуковой сигнализации при их достижении тем или иным параметром.
Таким образом, система измерения объема, плотности и температуры в приемных и доливных емкостях по существу приобретает свойства системы контроля за работой скважины в процессе всего времени ее строительства.