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Capteurs et systèmes de mesure 2014; 17. Symposium ITG / GMA - Un nouveau capteur pour la mesure de la viscosité et de la densité des fluides pour les applications de forage de puits de pétrole

Aperçu

Un document de conférence a été publié et une conférence a été donnée dans Sensors and Measuring Systems 2014; 17. Symposium ITG / GMA, intitulé «Un nouveau capteur pour la mesure de la viscosité et de la densité des fluides pour les applications de forage de puits de pétrole» en juin 2014.

Il couvre une partie des travaux de R&D menés par Rheonics (anciennement Viscoteers) en collaboration avec Baker Hughes pour développer un capteur de densité et de viscosité qui mesure les propriétés des fluides de formation avec une précision et une résolution élevées.

Capteurs et systèmes de mesure 2014; 17. Symposium ITG / GMA
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Abstrait

Cet article décrit un nouveau capteur de densité et de viscosité qui mesure les propriétés des fluides de formation avec une précision et une résolution élevées. La viscosité dynamique (ri) en combinaison avec d'autres paramètres de fluide tels que la densité (p), la vitesse du son, l'indice de réfraction, les spectres d'absorption et la conductivité thermique fournissent une caractérisation complète du fluide échantillon. L'estimation de la perméabilité de la formation est essentielle pour prédire le potentiel de production du réservoir. Les mesures de mobilité effectuées sur la formation à l'aide de divers outils d'échantillonnage de fond de puits peuvent être utilisées pour calculer la perméabilité de la formation lorsque la viscosité in situ précise des fluides de formation est connue.

L'échantillon de fluide peut être n'importe quelle combinaison de divers hydrocarbures de poids moléculaire, de saumure, de filtrat de boue à base d'huile ou d'eau et de gaz. et les fluides ont typiquement une viscosité dans la gamme de 0.5 à 4 cP (mPa.s) mais peuvent atteindre 40 cP dans les huiles lourdes. La densité du fluide peut aller de 0.2 à 1.5 g / cc. De plus, les fluides peuvent également être conducteurs et ils peuvent avoir des propriétés partiellement non newtoniennes.

Pour qu'un capteur soit utilisable dans un échantillon de formation de fond de trou et un outil d'analyse, il doit donc avoir une large gamme dyamique avec une précision meilleure que 10% de la lecture. Il doit également être capable de mesurer à des températures allant jusqu'à 175 ° C et à des pressions supérieures à 25 kpsi.

Dans cet article, un nouveau capteur est décrit qui peut répondre à toutes ces exigences. Il s'agit d'un résonateur mécanique entraîné dont la fréquence de résonance et l'amortissement donnent des valeurs précises pour la viscosité et la densité d'un fluide dans lequel il est immergé. Le capteur a été conçu pour être à la fois très précis et suffisamment robuste pour résister à la température, à la pression et aux vibrations de forage rencontrées lors de la diagraphie en fond de trou. La viscosité est mesurée à 0.1 cP près pour les fluides inférieurs à 1 cP et 10% pour toutes les viscosités supérieures à 1 cP. Les mesures de densité sont précises à mieux que 0.01 g / cc. Le capteur peut être utilisé à la fois pour les outils filaires et les outils de diagraphie pendant le forage (LWD).

L'article présente les principes de mesure des capteurs et les tests de qualification à haute température et haute pression. Les mesures en laboratoire de la viscosité et de la densité des fluides effectuées avec le nouveau capteur sont présentées pour une variété de fluides d'étalonnage qui sont typiques des fluides de fond recueillis par des outils d'échantillonnage de formation.

1. Introduction

Divers capteurs pour la mesure in situ de la viscosité et de la densité ont été mis en œuvre pour les services d'évaluation des formations filaires et LWD. En 2008, Baker Hughes a présenté un diapason piézoélectrique [6] qui mesure la densité des fluides dans la plage de 0.01 à 1.5 g / cc avec un RMSE

± 0.015 g / cc pour des viscosités inférieures à 30 cP; et RMSE ± 0.03 g / cc pour des viscosités entre 30cP et 200cP. La plage de mesure de la viscosité pour ce capteur est de 0.2 à 30 cP avec un RMSE ± 0.1 cP ou 10% (la plus grande des deux) et entre 30 et 200 cP avec un RMSE ± 20%.

Ce capteur a été développé initialement pour les applications filaires, mais, en 2010, il a été adapté pour les outils LWD. En même temps, Baker Hughes, en coopération avec Viscoteers Inc., a commencé à développer une nouvelle technologie de capteur adaptée à l'environnement de forage très exigeant, atteignant et dépassant les capacités de mesure de son prédécesseur.

2. Description du capteur

Le nouveau capteur est un résonateur de torsion très précis [3] qui change ses caractéristiques - fréquence de résonance et amortissement - en fonction de la densité et de la viscosité du fluide dans lequel le capteur est immergé. (Fig. 1).

Le résonateur est excité et détecté sans fil par couplage magnétique entre des bobines électriques à l'extérieur de la chambre de détection et des aimants intégrés dans les têtes des dents du résonateur [3] (Fig. 2). Le résonateur est en métal à haute résistance, très résistant à la corrosion et bien caractérisé, dont les propriétés restent stables à haute température et haute pression ambiante. Cette configuration évite les traversées électriques du côté fluide à haute pression, qui sont une source notoire de défaillance des capteurs nécessitant des connexions électriques à travers la barrière de pression. Le résonateur étant entièrement en métal, le capteur est extrêmement robuste et adapté aux environnements difficiles dans les conditions de forage en fond de trou.

Fig 1 - Courbes de réponse d'amplitude et de phase du résonateur pour la fréquence de résonance du capteur immergé dans deux fluides avec un amortissement différent

Fig 1. Les courbes de réponse du résonateur d'amplitude et de phase correspondent à la fréquence de résonance du capteur immergé dans deux fluides avec un amortissement différent. Graphique de Good- bread et al, 20013.

Le résonateur est excité et détecté sans fil par couplage magnétique entre des bobines électriques à l'extérieur de la chambre de détection et des aimants intégrés dans les têtes des dents du résonateur [3] (Fig. 2). Le résonateur est en métal à haute résistance, très résistant à la corrosion et bien caractérisé, dont les propriétés restent stables à haute température et à haute pression ambiante. Cette configuration évite les traversées électriques du côté fluide à haute pression, qui sont une source notoire de défaillance des capteurs nécessitant des connexions électriques à travers la barrière de pression. Parce que le résonateur est entièrement en métal, le capteur est extrêmement robuste et adapté à l'environnement difficile dans des conditions de forage en fond de trou.

L'oscillateur mécanique a un facteur Q élevé, ce qui est une condition préalable pour une large plage dynamique des mesures d'amortissement.

Les deux valeurs mesurées par le capteur, la fréquence de résonance et l'amortissement, sont corrélées aux valeurs de viscosité et de densité au moyen d'un modèle mathématique comme wekk comme par une courbe d'étalonnage empirique construite pour chaque capteur. Les deux méthodes fournissent des résultats extrêmement précis et reproductibles (voir la spécification du capteur), mais parce que la méthode d'étalonnage empirique est moins coûteuse en termes de calcul et est moins sensible aux variations de la forme du capteur, c'est la méthode préférée.

Le résonateur est excité par des bobines entraînées par un courant alternatif dont la fréquence varie selon les besoins de la mesure. La réponse du capteur est détectée par des enroulements supplémentaires sur les bobines. La mesure complète de la viscosité et de la densité prend environ 1 s, ce qui représente une amélioration significative par rapport aux technologies précédentes, car elle peut être effectuée alors que la pression est constante pendant la période de rabattement de la pompe.

Fig 2 - Concept de résonateur de torsion couplé au capteur de viscosité-densité. Graphique de Goodbread et al, 20013

Fig. 2. Concept de résonance de torsion couplé par capteur de viscosité-densité. Graphique de Goodbread et al, 20013.

Le capteur (Fig. 3) résiste non seulement à une pression et à une température extrêmement élevées (testées en laboratoire à 2000 bar et 200 ° C), mais est également insensible aux dommages causés par des chocs jusqu'à 750 g et aux vibrations continues jusqu'à 30 g.

Fig 3 - Conception du module de capteur de viscosité-densité

Fig. 3. Conception du module du capteur de viscosité-densité

Le capteur est contrôlé par une boucle à verrouillage de phase qui suit et surveille sa fréquence de résonance afin de mesurer la densité du fluide. En modifiant périodiquement la relation de phase entre l'excitation et la réponse du capteur, l'amortissement du résonateur, à partir duquel la viscosité peut être estimée, peut être déterminé comme indiqué dans Fig 4.

Fig 4 - Méthode de déphasage pour calculer l'amortissement d'un fluide. Graphique de Goodbread et al, 20013.

Fig. 4. Méthode de déphasage pour calculer l'amortissement d'un fluide. Graphique de Goodbread et al, 20013.

3. Spécifications du capteur

Les spécifications ont été vérifiées par rapport aux propriétés testées des capteurs fabriqués. Le capteur est capable de mesurer des échantillons de fluides de toute combinaison de divers hydrocarbures de poids moléculaire, de saumure, de filtrat de boue à base d'huile ou d'eau et de gaz.

L'énorme plage dynamique du capteur peut être appréciée en comparant ses spécifications avec celles des systèmes de mesure de densité et de viscosité de fluide industriels standard.

Tableau 1.

Tableau 1. Spécifications du capteur de densité de viscosité

4. Test des capteurs dans des conditions de laboratoire

Le capteur a été testé à différentes pressions et températures avec plusieurs fluides sélectionnés pour couvrir la plage de viscosité et de densité des fluides rencontrés en fond de trou.

Les résultats des tests vérifient l'exactitude et la précision de la mesure dans la gamme de fluides requise. Les fluides utilisés étaient:

  • Saumure avec une concentration de 2 moles de NaCl par litre d'eau,
  • N-dodécane
  • Huile standard de viscosité Cannon® S-20, N-2, N-10, N-35, N-75, S-6.

Ces fluides ont été choisis car:

  1. Des valeurs de référence précises pour leurs propriétés sont disponibles
  2. leur plage de viscosité et de densité englobe la plage du capteur
  3. leurs propriétés physiques fournissent un échantillon représentatif des fluides rencontrés en fond de trou (c'est-à-dire à base d'eau et d'huile, fluides conducteurs et non conducteurs)

Fig. 5 montre la plage de mesure de la densité et la précision obtenues avec le capteur pour différents fluides.

Fig 5 - Densité mesurée de saumure (2moll), N-dodécane, Cannon S-6, N-2, N-10, N-3, N-75 et chloroforme

Fig. 5. Densité mesurée de saumure (2mol / l), N-dodécane, Cannon S-6, N-2, N-10, N-3, N-75 et chloroforme. Les lignes noires et rouges continues représentent les valeurs maximales et minimales autorisées prescrites par les spécifications du capteur.

Fig. 6 et 7 montrent la plage de mesure de la viscosité et la précision obtenues avec le capteur pour différents fluides couvrant la majeure partie de la plage des spécifications.

Fig 6 - Viscosité mesurée dans la plage supérieure de saumure (2mol p. L), N-dodécane, Cannon S-6, N-2, N-10, N-35 et N-75

Fig. 6. Viscosité mesurée dans la plage supérieure de saumure (2mol / l), N-dodécane, Cannon S-6, N-2, N-10, N-35 et N-75. Les lignes noires et rouges continues représentent les valeurs maximales et minimales autorisées prescrites par les spécifications du capteur.

Fig 7 - Viscosité mesurée dans la plage inférieure de la saumure (2mol p. L), N-dodécane, Cannon S-6, N-2, N-10, N-35 et N-75

Figue. 7. Viscosité mesurée dans la gamme inférieure de saumure (2mol / l), N-dodécane, Cannon S-6, N-2, N-10, N-35 et N-75. Les lignes noires et rouges continues représentent les valeurs maximales et minimales autorisées prescrites par les spécifications du capteur.

4.1 Détails de l'exactitude et de la précision des mesures à l'aide de N-dodécane

Le N-dodécane a été sélectionné pour des tests détaillés en raison de la disponibilité de la référence précise jusqu'à des pressions élevées (1900 bar) et des températures élevées (200 ° C).

Fig. 8 et 9 montrent le comportement de mesure de la viscosité par rapport aux variations de pression (1 à 1500 bar). Les valeurs suivent la viscosité de référence avec une erreur inférieure à 5% des lectures. À chaque condition pression-température, 50 points de mesure sont pris (Fig. 9).

Fig. 9 fournit un affichage graphique de l'erreur absolue (distance de la ligne 0) et de la précision (variation du nuage de points pour chaque mesure température-pression), qui est meilleure que 0.5% de la lecture.

Fig 8 - Viscosité du N-dodécane à 50 ° C entre 1 et 1,500 bar. Valeurs de référence de Caudwell et al, 2008

Figue. 8. Viscosité du N-dodécane à 50 ° C entre 1 et 1,500 2008 bars. Valeurs de référence de Caudwell et al, XNUMX.

Fig 9 - Erreurs de mesure de la viscosité du N-dodécane (par rapport à la référence) à 50 ° C, entre 1 et 1,500 bar

Fig. 9. Erreurs de mesure de la viscosité du N-dodécane (par rapport à la référence) à 50 ° C, entre 1 et 1,500 2008 bars. Valeurs de référence de Caudwell et al, XNUMX.

Fig. 10 et 11 montrent le comportement de mesure de la densité par rapport aux changements de pression (1 à 1,500 0.003 bars). La densité mesurée comprend une précision meilleure que +/- XNUMX g / cc.

Fig 10 - Densité du N-dodécane à 50 ° C entre 1 et 1,500 bar. Valeurs de référence de Caudwell et al, 2008

Figue. 10. Densité de N-dodécane à 50 ° C entre 1 et 1,500 2008 bars. Valeurs de référence de Caudwell et al, XNUMX.

Fig 11 - Erreurs mesurées par la densité du N-dodécane (par rapport à la référence) à 50 ° C, entre 1 et 1,500 bar

Figue. 11. Erreurs mesurées en densité de N-dodécane (par rapport à la référence) à 50 ° C, entre 1 et 1,500 2008 bar. Valeurs de référence de Caudwell et al, XNUMX.

La précision minimale calculée à partir des deux derniers graphiques est meilleure que 0.1% de la lecture.

5. Conclusions

Le nouveau capteur de densité et de viscosité, conçu pour l'environnement LWD exigeant, a donné de meilleurs résultats que les spécifications cibles lors des tests de laboratoire. Le résultat obtenu pour les trois fluides présentés dans cet article vérifie que:

  • Le capteur ne montre aucun biais de mesure avec des changements de pression et
  • La précision du capteur pour tous les fluides présentés dans le papier est meilleure que +/- 0.001 g / cc pour la densité et meilleure que +/- 1% pour la viscosité.
  • La précision de la densité du capteur dans tous les tests effectués est meilleure que 0.01 g / cc. La précision de la viscosité est meilleure que 10% de la lecture pour les viscosités supérieures à 1 mPa.s et mieux que 0.1 mPa.s pour les viscosités inférieures à 1 mPa.s.
  • Le capteur ne présente aucun dommage ou changement dans le comportement de mesure après un test de choc et de vibration selon les spécifications.
  • Le capteur produit des mesures stables pendant et après tous les cycles de température et de pression
  • Il n'y avait aucune preuve de dommages mécaniques ou dus à la corrosion du capteur après tout le capteur après tous les tests.
  • Le nouveau capteur est suffisamment robuste pour résister aux conditions environnementales difficiles des services LWD et filaires, fournissant des viscosités et des densités avec la précision et la précision nécessaires à un outil d'analyse d'évaluation de la formation de fond de trou.
  • Le capteur fonctionne bien dans les fluides conducteurs (saumure) ou non conducteurs, ne montrant aucun signe d'influence lors des tests dans les fluides conducteurs.

6. Références

  1. Caudwell Derek R., Trusler JP Martin, Vesovic Velisa, Wakeham William A., 2004, The Viscosity and Density of n-Dodecane and n-Octadecane at Pressures up to 200MPa and Temperatures up to 473 K., International Journal of Thermophysics 08 / 2004.
  2. Galvan Sanchez Francisco, Baker Hughes, 2013, Sampling while Drilling Goes Where Wireline Can't: Case Studies Illustrating Wireline Quality Measurements in Challenging Borehole Environments, SPE-164293.
  3. Goodbread Joe, Juerg Dual, Viscoteers Inc, 2013, Viscosimètre à résonateur de torsion couplé, EP2596328 A2.
  4. Kestin Joseph, Khalifa Ezzat H., et Correia Robert J., 1981, Tableaux de la viscosité dynamique et cinématique des solutions aqueuses de NaCl dans la plage de température 20-150 ° C et la plage de pression 1-35 MPa, Phys. Chem. Réf. Data, Vol. 10, n ° 1 1981.
  5. Lundstrum Robbi, Goodwin Antony RH, Hsu Kai, Frels Michael, Caudwell Derek R., Trusler JP Martin et Marsh Kenneth N., 2005, Mesure de la viscosité et de la densité de deux fluides de référence, avec viscosité nominale à T = 298 K et p = 0.1 MPa de (16 et 29) mPa.s, à des températures comprises entre (298 et 393) K et des pressions inférieures à 55 MPa, J. Chem. Eng. Données 2005, 50, 1377-1388.
  6. Rocco DiFoggio, Arnold Walkow, Paul Bergren, Baker Hughes Inc, 2007, Méthode et appareil pour la caractérisation des fluides de fond de puits en utilisant des résonateurs mécaniques de flexion, brevets américains 7,162,918 2 XNUMX BXNUMX.
  7. Rogers PSZ et Pitzer Kenneth S., 1982, Propriétés volumétriques des solutions aqueuses de chlorure de sodium, J. Phys. Chem. Réf. Data, Vol. 11, n ° 1 1982.

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