1.本发明属于钻井液性能测量领域，尤其是涉及一种用于检测油基钻井液性能的系统及方法。
背景技术：
2.现今，钻井液性能的自动化测量是石油钻井工业发展的重点。其中，对适用于油气钻井领域的钻井流体性能在线测量方法的开发和改进，是实现智慧钻井、提升钻井流体性能监测技术质量、以及实现录井参数自动化、智能化测量、预警、分析和决策的有力保障。
3.现有技术中的钻井液性能在线监测系统，能够实现对表观黏度、动切力、密度和ph等10项钻井液性能参数的在线测量、自动记录和数据远传。现有的地面钻井液参数测量仪器（msu）采用管式黏度计，脱离了旋转法测量的局限，不易堵塞，并且每小时可完成6项测试，完成一组完整流变性测试的时间为10min，实现了对动切力、塑性黏度、密度和油水含量的在线测量。另外，现有的钻井液综合性能智能在线检测仪，实现了对13口井现场入库钻井液的19项性能的自动检测，其中，完成一次完整测试需要40min。
4.在实现本发明的过程中，发明人发现，由于测量仪器的温度补偿作用有限，甚至不具备温度补偿机制，测量仪器在应用时均受到来自石油钻井现场、钻井流体及机械设备的温度变化的影响，从而导致了无法获得准确的测量数据。
5.另外，以上测量仪器都是针对水基钻井液的测量而研发的，实际应用中针对油基钻井液性能参数的测量需要在恒定温度50℃或60℃的条件下进行，方可消除温度对油基钻井液性能参数测量数据的影响。目前，油基钻井液广泛应用于石油钻井领域，在深井、高温高压井、复杂结构井、以及非常规油气勘探开发中发挥了重要作用。在线实时监测表征油基钻井液性能的流变性参数，能够及时对钻井液的悬浮携带、井眼净化和井壁冲刷等能力进行评价、以及实时掌握井下状况和油基/合成基钻井液施工状态。因此，油基钻井液在线监测恒温保障技术是确保油基钻井液流变性等参数测量精度和准确性，得到真实有效测量数据的前提，是保证油基钻井液的恒温测量环境，得到有价值的测量数据的基础，是确保油基/合成基钻井液施工安全、高效和顺利进行的必要保障。
技术实现要素：
6.为了解决上述问题，本发明实施例提供了一种用于检测油基钻井液性能的系统，包括：恒温保障装置，其用于抽取待检测钻井液，并实时获取其温度信息，以及根据第一控制指令，对所述待检测钻井液的温度进行调整，根据第二控制指令，终止温度调整进程，并保持当前温度状态下待检测钻井液的恒温状态；恒温控制装置，其与所述恒温保障装置连接，用于对实时温度与预设目标温度区间之间的关系进行分析，并根据分析结果生成所述第一控制指令，以及在钻井液温度达到所述预设目标温度区间时，生成第二控制指令；检测装置，其与所述恒温保障装置连接，用于测量恒温状态下待检测钻井液的性能参数。
7.优选地，所述恒温控制装置包括：信息分析单元，其用于确定钻井液实时温度与所
述预设目标温度区间的端点的位置关系，所述位置关系包括位于左端点左侧的第一位置段，位于右端点右侧的第二位置段，以及位于所述左端点和所述右端点之间的第三位置段；控制信息生成单元，其用于根据所述钻井液实时温度所落入的位置段来生成相应的控制指令，当所述钻井液实时温度位于所述第一位置段和所述第二位置段时，生成第一控制指令，当所述钻井液实时温度位于所述第三位置段时，生成第二控制指令，其中，所述第一控制指令包括用于指示所述恒温保障装置对所述待检测钻井液进行升温或降温的第一指令，所述第二控制指令包括用于指示所述恒温保障装置终止温度调整进程，并启动恒温进程的第二指令。
8.优选地，所述恒温保障装置包括温度调节单元和保温单元，所述温度调节单元具备质量流量计和换热器，其中，所述第一控制指令包括用于同时控制所述质量流量计和所述换热器启动升温进程的第一启动指令，或者用于控制所述保温单元启动降温进程的第二启动指令，所述第二控制指令包括用于同时控制所述质量流量计和所述换热器终止升温进程的终止指令，或者用于控制所述保温单元启动恒温进程的恒温启动指令，其中，所述质量流量计，其用于识别所述第一启动指令中关于自身的控制指令以对流经自身的待检测钻井液进行预加热，以及识别所述终止指令中关于自身的控制指令以终止预加热进程；所述换热器，其与所述质量流量计连接，且所述换热器的中轴线垂直于地面，用于识别所述第一启动指令中关于自身的控制指令，以对当前所述质量流量计输出的待检测钻井液进行升温，以及识别所述终止指令中关于自身的控制指令以终止升温进程；所述保温单元，其与所述换热器连接，用于识别所述第二启动指令，以对当前所述换热器输出的待检测钻井液进行降温，以及识别所述恒温启动指令以启动恒温进程。
9.优选地，所述换热器具备：设置于所述换热器的内腔中的电加热管组，其由多个电加热管首尾连接形成u型结构；固定在所述换热器的内腔表面的导流板组合，其包括间隔设置的第一类导流板和间隔设置的第二类导流板，所述第一类导流板的第一端与换热器外壳的第一直线侧固定连接，并通过与所述电加热管组的第一直线侧的贯穿来使得所述第一类导流板的第二端与所述换热器外壳的第二直线侧固定连接，所述第二类导流板的第一端与换热器外壳的第二直线侧固定连接，并通过与所述电加热管组的第二直线侧的贯穿来使得所述第二类导流板的第二端与所述换热器外壳的第一直线侧固定连接；多个搅拌桨叶，其设置于所述第一类导流板与所述第二类导流板之间，每个搅拌桨叶的中心均与所述换热器的中轴固定连接。优选地，所述换热器还具备：第一管线通孔和第二管线通孔，其沿钻井液的流动方向，分别设置于所述换热器关于中轴线对称的两侧，用于在完成检测后，通入相应的降温介质来对所述换热器的内腔进行降温，其中，所述降温介质选自气源、清水和基础油中的一种。
10.优选地，所述检测装置具备：变径异型管，其设置于所述保温单元的内腔中并且所述变径异型管位于所述保温单元的中轴线处，用于作为所述待检测钻井液流经所述保温单元的流动通道，以及在所述待检测钻井液通过时，测量所述待检测钻井液的流变性参数。
11.优选地，所述变径异型管将所述保温单元的内腔分隔为第一空间和第二空间，其中，所述保温单元包括：位于所述第一空间内的加热器组，其用于在检测过程中对钻井液所降低的温度进行补偿，以维持所述待检测钻井液的恒温状态；位于所述第二空间内的散热
片组，其用于在当前待检测钻井液的实时温度超过所述预设目标温度区间右端点时，对钻井液进行降温。
12.优选地，所述检测装置采用差压传感器和/或离子电极。
13.优选地，所述恒温保障装置包括用于在所述待检测钻井液的流动的过程中实时监测钻井液温度的传感器组，其中，所述传感器组包括：设置于所述质量流量计内部的第一传感器、设置于所述换热器的钻井液出口处的第二传感器、以及设置于所述保温单元外壁面的第三传感器。
14.另外，本发明还提出了一种用于检测油基钻井液性能的方法，所述方法包括：通过恒温保障装置抽取待检测钻井液，并实时获取其温度信息；恒温控制装置对实时温度与预设目标温度区间之间的关系进行分析，并根据分析结果生成第一控制指令，以及在钻井液温度达到所述预设目标温度区间时，生成第二控制指令；所述恒温保障装置根据所述第一控制指令，对所述待检测钻井液的温度进行调整，根据所述第二控制指令，终止温度调整进程，并保持当前温度状态下待检测钻井液的恒温状态；利用检测装置测量恒温状态下待检测钻井液的性能参数。
15.与现有技术相比，上述方案中的一个或多个实施例可以具有如下优点或有益效果：本发明提出了一种用于检测油基钻井液性能的系统及方法。该系统通过监测钻井液的实时温度，并根据当前实时温度，对待检测钻井液的温度进行调整，使得钻井液的温度达到适用于进行性能检测的最佳温度。接着，在达到最佳温度后，保持钻井液的恒温状态，从而为钻井液性能参数的测量创造恒温环境。本发明解决了当前在线监测技术存在温度波动，温度补偿机制作用有限等问题对测量数据精度的影响，最大程度实现了热量的传递，有效消除了管路-探头-核心功能组件的温度变化对在线监测数据的影响。在对钻井液进行在线监测时，将钻井流体温度严格控制在现场测试规范所限定的温度区间内，保证了油基钻井液适宜的恒温测量环境，拓展了在线监测技术在油基钻井液中的应用，为得到有价值的测量数据奠定了基础。
16.本发明的其它特征和优点将在随后的说明书中阐述，并且，部分地从说明书中变得显而易见，或者通过实施本发明而了解。本发明的目的和其他优点可通过在说明书、权利要求书以及附图中所特别指出的结构来实现和获得。
附图说明
17.附图用来提供对本发明的进一步理解，并且构成说明书的一部分，与本发明的实施例共同用于解释本发明，并不构成对本发明的限制。在附图中：图1为本技术实施例的用于检测油基钻井液性能的系统的具体结构示意图。
18.图2为本技术实施例的用于检测油基钻井液性能的系统的换热器的具体结构示意图。
19.图3为本技术实施例的用于检测油基钻井液性能的系统的保温单元的具体结构示意图。
20.图4为本技术实施例的用于检测油基钻井液性能的系统的散热孔的具体结构示意图。
21.图5为本技术实施例的用于检测油基钻井液性能的方法的步骤图。
22.图6为本技术实施例的用于检测油基钻井液性能的系统的温度调节效果示意图。
23.在本技术中，所有附图均为示意性的附图，仅用于说明本发明的原理，并且未按实际比例绘制。
24.其中，附图标记列表如下：10：恒温保障装置11：钻井液泵12：钻井液循环管路13：质量流量计14：换热器141：钻井液入口142：电加热管组143：支撑托架144：密封法兰145：换热器外壳146：防护罩147：换热器中轴148：导流板组合149：搅拌桨叶150：钻井液出口151：第二传感器152：保温层153：温度传感器154：接线孔15：第一管线通孔16：第二管线通孔17：保温单元171：保温单元外壳172：第三传感器173：加热器组174：隔热层175：散热片组176：散热孔177：电磁继电器178：电极保护套18：变径异型管181：变径异型管流入管路19：差压传感器/离子电极20：恒温控制装置。
25.具体实施方式
26.以下将结合附图及实施例来详细说明本发明的实施方式，借此对本发明如何应用技术手段来解决技术问题，并达成技术效果的实现过程能充分理解并据以实施。需要说明的是，只要不构成冲突，本发明中的各个实施例以及各实施例中的各个特征可以相互结合，所形成的技术方案均在本发明的保护范围之内。
27.另外，在附图的流程图示出的步骤可以在诸如一组计算机可执行指令的计算机系统中执行，并且，虽然在流程图中示出了逻辑顺序，但是在某些情况下，可以以不同于此处的顺序执行所示出或描述的步骤。
28.现今，钻井液性能的自动化测量是石油钻井工业发展的重点。其中，对适用于油气钻井领域的钻井流体性能在线测量方法的开发和改进，是实现智慧钻井、提升钻井流体性能监测技术质量、以及实现录井参数自动化、智能化测量、预警、分析和决策的有力保障。
29.现有技术中的钻井液性能在线监测系统，能够实现对表观黏度、动切力、密度和ph等10项钻井液性能参数的在线测量、自动记录和数据远传。现有的地面钻井液参数测量仪器（msu）采用管式黏度计，脱离了旋转法测量的局限，不易堵塞，并且每小时可完成6项测试，完成一组完整流变性测试的时间为10min，实现了对动切力、塑性黏度、密度和油水含量的在线测量。另外，现有的钻井液综合性能智能在线检测仪，实现了对13口井现场入库钻井液的19项性能的自动检测，其中，完成一次完整测试需要40min。
30.在实现本发明的过程中，发明人发现，由于测量仪器的温度补偿作用有限，甚至不具备温度补偿机制，测量仪器在应用时均受到来自石油钻井现场、钻井流体及机械设备的温度变化的影响，从而导致了无法获得准确的测量数据。
31.另外，以上测量仪器都是针对水基钻井液的测量而研发的，实际应用中针对油基钻井液性能参数的测量需要在恒定温度50℃或60℃的条件下进行，方可消除温度对油基钻井液性能参数测量数据的影响。目前，油基钻井液广泛应用于石油钻井领域，在深井、高温高压井、复杂结构井、以及非常规油气勘探开发中发挥了重要作用。在线实时监测表征油基钻井液性能的流变性参数，能够及时对钻井液的悬浮携带、井眼净化和井壁冲刷等能力进行评价、以及实时掌握井下状况和油基/合成基钻井液施工状态。因此，油基钻井液在线监测恒温保障技术是确保油基钻井液流变性等参数测量精度和准确性，得到真实有效测量数据的前提，是保证油基钻井液的恒温测量环境，得到有价值的测量数据的基础，是确保油基/合成基钻井液施工安全、高效和顺利进行的必要保障。
32.因此，为了解决上述问题，本发明实施例提出了一种用于检测油基钻井液性能的系统及方法。该系统通过监测钻井液的实时温度，并根据当前温度将钻井液的温度调节至适用于进行性能检测的最佳温度。接着，在达到最佳温度后，保持钻井液的恒温状态，从而为钻井液性能参数的测量创造恒温环境。本发明创造了油基钻井液性能参数的恒温测量环境，实现了对钻井液的流变性参数的准确测量。
33.实施例一本实施例中用于检测油基钻井液性能的系统至少包括：恒温保障装置10、恒温控制装置20和检测装置。恒温保障装置10从钻井液所在区域抽取待检测钻井液，并实时获取
其温度信息。接着，恒温控制装置20连接恒温保障装置10，根据恒温保障装置10所获取的待检测钻井液的实时温度信息，对实时温度与预设目标温度区间之间的关系进行分析，并根据分析结果生成第一控制指令。之后，恒温保障装置10根据恒温控制装置20所生成的第一控制指令，对待检测钻井液的温度进行调整。接下来，恒温控制装置20在钻井液的温度达到预设目标温度区间时，生成第二控制指令。最后，恒温保障装置10根据恒温控制装置20所生成的第二控制指令，终止温度调整进程，并保持当前温度状态下待检测钻井液的恒温状态。检测装置（未示出）与恒温保障装置10连接，用于测量恒温状态下待检测钻井液的性能参数。
34.图1为本技术实施例的用于检测油基钻井液性能的系统的具体结构示意图。下面结合图1对本发明所述的用于检测油基钻井液性能的系统进行详细说明。
35.恒温保障装置10的钻井液输入端通入钻井液存储容器（例如：钻井液循环罐）中，以便抽取待检测钻井液。同时，恒温保障装置10的钻井液输出端通过钻井液管路与前述钻井液存储容器连接，从而在恒温保障装置10与钻井液存储容器之间形成闭合回路。待检测完毕后，完成检测的钻井液将重新排放回钻井液存储容器中。
36.恒温保障装置10具备钻井液泵11，钻井液泵11用于抽取钻井液存储容器中的钻井液以供测试。钻井液泵11的钻井液输入端插入钻井液内部，钻井液输出端与质量流量计13的钻井液输入端连接。其中，钻井液泵11和质量流量计13之间具有钻井液循环管路12。
37.恒温保障装置10实时获取流经自身的待检测钻井液的温度信息，来对待检测钻井液的温度信息进行监测，并且将所监测到的温度信息实时转发给恒温控制装置20。在本技术实施例中，恒温保障装置10具备传感器组，传感器组按照沿待检测钻井液的流动路径进行设置，以在待检测钻井液的流动的过程中实时对钻井液的温度进行监测。
38.进一步，恒温保障装置10具备包括质量流量计13和换热器14的温度调节单元，其中，质量流量计13的钻井液输出端与换热器14的钻井液输入端连接。同时，恒温保障装置10还具备保温单元17，换热器14的钻井液输出端与保温单元17的钻井液输入端连接。质量流量计13、换热器14和保温单元17分别通过相应的数据线，与恒温控制装置20连接。
39.在本技术实施例中，传感器组包括设置于质量流量计13内部的第一传感器、设置于换热器14的钻井液入口141处的第二传感器151、以及设置于保温单元17外壁面的第三传感器172。
40.在实际应用中，石油钻井现场的钻井流体测量标准温度区间为58.0~62.0℃，故本实施例将58.0~62.0℃作为预设目标温度区间。恒温控制装置20根据恒温保障装置10中传感器组的每个传感器所采集到的温度信息，对待检测钻井液的实时温度与预设目标温度区间之间的关系进行分析。而后，恒温控制装置20根据分析结果确定是否需要对当前钻井液进行加热或者降温处理，从而生成与启动温度调节进程（升温或者降温）有关的第一控制指令，以及在钻井液温度达到预设目标温度区间时，生成与停止温度调节进程（升温或者降温）并启动恒温进程有关的第二控制指令。
41.换热器14基于旋流热交换原理，将热量提供给需要加热的待检测钻井液，使得待检测钻井液的温度升至预设目标温度区间。本实施例的换热器14采用内置电加热管式旋流换热器。图2为本技术实施例的用于检测油基钻井液性能的系统的换热器的具体结构示意图。接下来，参照图2，对本实施例所述的换热器14的结构和功能进行详细说明。
42.换热器14具备电加热管组142，电加热管组142设置在换热器14的内腔中。当待检测钻井液从换热器14的钻井液入口141进入换热器14的内腔以后，电加热管组142对流经换热器14内腔的需要加热的待检测钻井液进行加热。
43.参照图2，电加热管组142由多个电加热管首尾连接形成u型结构。电加热管组142的尾部固定连接在换热器14后端的支撑托架143上。换热器14后端的内侧壁面上设置密封法兰144，支撑托架143与电加热管组142连接的位置设置有防护罩146。防护罩146与第一管线通孔15同侧的位置设置有接线孔154，通过接线孔154引入相应的连接线，能够实现换热器14与外部其他设备之间的信息交换。另外，电加热管组142的尾部还设置有温度传感器153，其用于实时测量电加热管组142内部的电热元件的温度，并将电加热管组142的温度信息传输至恒温控制装置20，以对电加热管组142的工况进行监控，从而保障了安全。在本技术实施例中，构成电加热管组142的电加热管的个数优选为4~8个。
44.进一步，构成电加热管组142的每个电加热管均为内部设置有电热元件的金属管，并且金属管内部的空隙部分紧密填充具有良好的耐热性、导热性和绝缘性的结晶氧化镁粉。其中，金属管内部的电热元件选自镍铬合金、铁铬铝合金、二硅化钼和碳化硅中的一种或几种。金属管的材质选自in800不锈钢、in840不锈钢、304不锈钢、316l不锈钢、310s不锈钢、铝、铜和低碳钢中的一种。
45.换热器14还具备换热器外壳145，其用于分隔换热器14的内腔与保温层152。换热器外壳145的材质为不锈钢。在本技术实施例中，换热器外壳145的材质选自奥氏体不锈钢、奥氏体-铁素体双相不锈钢和英格莱不锈钢中的一种。不锈钢的规格为304不锈钢、304l不锈钢、316不锈钢、321不锈钢、gh1180不锈钢和ns111不锈钢中的一种。
46.本实施例将换热器14按照轴向垂直于地面的方向进行布置，即：钻井液入口141在下方，支撑托架143和防护罩146在上方。该设置方式有效防止了检测结束后换热器14内部由于钻井液无法完全排净所产生的内部结垢，同时便于在待检测钻井液进入时排出换热器14内腔中存在的气体。
47.进一步，换热器14还具备固定在换热器14的内腔表面的导流板组合148，其包括间隔设置的第一类导流板和间隔设置的第二类导流板，第一类导流板的第一端与换热器外壳145的第一直线侧固定连接，并通过与电加热管组142的第一直线侧的贯穿来使得第一类导流板的第二端与换热器外壳145的第二直线侧固定连接，第二类导流板的第一端与换热器外壳145的第二直线侧固定连接，并通过与电加热管组142的第二直线侧的贯穿来使得第二类导流板的第二端与换热器外壳145的第一直线侧固定连接。
48.具体地，构成导流板组合148的第一类导流板和第二类导流板的其中一端分别固定在沿换热器14的中轴线对称的两直线侧，另一端位于换热器14的内腔中。其中，第一类导流板和第二类导流板交替排列，同时相邻的两类导流板之间的间隔相同。电加热管组142沿中轴线对称的两侧分别贯穿第一类导流板和第二类导流板。
49.进一步，换热器14还具备多个搅拌桨叶149，其设置于第一类导流板与第二类导流板之间，每个搅拌桨叶149的中心均与换热器中轴147固定连接。参照图2，换热器中轴147设置于换热器14的中轴线上，其一端穿过密封法兰144固定在换热器14的后端，另一端则位于换热器14的内腔中。本实施例中每个搅拌桨叶149均设置在相邻第一类导流板和第二类导流板之间的中点处，固定在换热器中轴147上。搅拌桨叶149在待检测钻井液的带动下灵活
旋转，能够混匀待检测钻井液，加快加热进程，同时使得加热更为均匀。
50.待检测钻井液进入换热器14的内腔中，经过固定于换热器14内腔表面的导流板组合148的引流，以及布置在换热器中轴147上的搅拌桨叶149的旋转混合，向钻井液出口150流动。电加热管组142在待检测钻井液的流动过程中根据实际需要对其进行加热。当待检测钻井液到达钻井液出口150时，位于钻井液出口150处的第二传感器151实时测量该位置的钻井液的温度，并将测量信息实时转发给恒温控制装置20。其中，搅拌桨叶149的材质为钢材或合金钢材，合金钢材优选为gh4145、gh4090、kk438、k491、k418b和k491合金钢材的一种。
51.另外，换热器14还具备覆盖在换热器外壳145外侧的保温层152。保温层152的材质选自耐高温硅酸钙、纳米硅酸钙、岩棉纤维、珍珠岩和石棉中的一种或几种。
52.进一步，恒温控制装置20包括信息分析单元。信息分析单元，其用于确定钻井液实时温度与预设目标温度区间的端点的位置关系，位置关系包括位于左端点左侧的第一位置段，位于右端点右侧的第二位置段，以及位于左端点和右端点之间的第三位置段。信息分析单元通过确定待检测钻井液的实时温度与预设目标温度区间的左、右端点的位置关系，来确定当前钻井液使用的温度调整方式。
53.接下来，恒温控制装置20还包括控制信息生成单元。信息控制单元根据钻井液实时温度所落入的位置段来生成相应的控制指令，当钻井液实时温度位于第一位置段和第二位置段时，生成第一控制指令，当钻井液实时温度位于第三位置段时，生成第二控制指令。也就是说，若当前温度位于左端点左侧的第一位置段，控制信息生成单元生成用于指示对钻井液进行加热的第一控制指令；若当前温度位于右端点右侧的第二位置段，生成用于指示对钻井液进行降温的第一控制指令；若当前温度位于左端点和右端点之间的第三位置段，生成用于指示终止加热进程，并启动恒温进程的第二控制指令。其中，第一控制指令包括用于指示恒温保障装置10对待检测钻井液进行升温或降温的第一指令，第二控制指令包括用于指示恒温保障装置10终止温度调整进程，并启动恒温进程的第二指令。另外，若待检测钻井液的温度在进行温度调整之前已达到预设目标温度区间，控制信息生成单元则直接生成用于指示启动恒温进程的第二控制指令。
54.接下来，恒温保障装置10根据第一控制指令，对待检测钻井液的温度进行调整（即：对钻井液进行加热或者降温处理），而后根据第二控制指令，终止温度调整进程（即：停止钻井液的加热或者降温处理进程），并保持当前温度状态下待检测钻井液的恒温状态。或者恒温保障装置10直接根据第二控制指令，保持当前温度状态下待检测钻井液的恒温状态。
55.在本技术实施例中，第一控制指令包括用于同时控制质量流量计13和换热器14启动升温进程的第一启动指令，或者用于控制保温单元17启动降温进程的第二启动指令，第二控制指令包括用于同时控制质量流量计13和换热器14终止升温进程的终止指令，或者用于控制保温单元17启动恒温进程的恒温启动指令。也就是说，若检测到待检测钻井液的温度位于第一位置段时，控制信息生成单元生成第一启动指令，以指示恒温保障装置10中具有加热能力的装置来对钻井液进行加热；若检测到待检测钻井液的温度位于第二位置段时，控制信息生成单元生成第二启动指令，以指示恒温保障装置10中具有降温能力的装置来对钻井液进行降温；若检测到待检测钻井液的温度位于第三位置段时，控制信息生成单
元生成终止指令和恒温启动指令，以指示关停恒温保障装置10中具有加热或降温能力的装置的加热或降温进程，并指示具有恒温能力的装置启动恒温进程。另外，若具有加热或降温能力的装置自始至终并未启动，也就是说，待检测钻井液自身的温度本身就处于预设目标温度区间，则恒温保障装置10直接生成恒温启动指令，来指示具有恒温能力的装置启动恒温进程。
56.具体地，质量流量计13用于识别第一启动指令中关于自身的控制指令以对流经自身的待检测钻井液进行预加热，以及识别终止指令中关于自身的控制指令以终止预加热进程。质量流量计13根据第一启动指令中与自身相同的匹配信息，识别出第一启动指令中与自身有关的指示信息，以启动质量流量计13中内置的加热器，对需要加热的待检测钻井液进行预加热。质量流量计13还用于根据终止指令中与自身相同的匹配信息，识别出与自身有关的指示信息，以关停质量流量计13中内置的加热器，从而停止对待检测钻井液的预加热。
57.换热器14用于识别第一启动指令中关于自身的控制指令，以对当前质量流量计13输出的待检测钻井液进行升温，以及识别终止指令中关于自身的控制指令以终止升温进程。换热器14根据第一启动指令中与自身相同的匹配信息，识别出第一启动指令中与自身有关的指示信息，以启动换热器14中内置的电加热管组142，对经过预加热处理的待检测钻井液进行旋流加热。换热器14还用于根据终止指令中与自身相同的匹配信息，识别出与自身有关的指示信息，以关停电加热管组142，从而停止对待检测钻井液的加热。
58.保温单元17用于识别第二启动指令，以对当前换热器14输出的待检测钻井液进行降温，以及识别恒温启动指令以启动恒温进程。保温单元17根据第二启动指令中与自身相同的匹配信息，识别出第二启动指令中与自身有关的指示信息，以启动保温单元17中内置的散热片组175，对待检测钻井液进行降温处理。另外，保温单元17还用于根据恒温启动指令中与自身相同的匹配信息，识别出恒温启动指令中与自身有关的指示信息，以启动保温单元17中内置的加热器组173，从而保持待检测钻井液的恒温状态。
59.进一步，质量流量计13内置的加热器和保温单元17内置的加热器组173均通过相应中间继电器与plc控制器连接，换热器14的电加热管组142通过变压器与plc控制器连接。其中，通过plc控制器控制变压器来调整电加热管组142的加热功率，以对钻井液进行升温，以及通过plc控制器来对电加热管组142进行启停控制。变压器还根据终止指令中用于指示自身控制电加热管的指示信息，来对电加热管的启停进行控制，从而终止钻井液的升温进程。
60.进一步，换热器14的电加热功率为5.5~9kw。在本技术的一个具体实施例中，换热器14的电加热功率优选为6~7.8kw。另外，换热器14采用三相交流电源供电。
61.接下来，恒温控制装置20还具备上位机和显示单元。其中，显示单元为人机交互界面，采用液晶触摸显示屏，根据实际需求能够对本发明的相应装置（例如：质量流量计13、换热器14和保温单元17等）的工作状态进行手动控制（例如：启动或关停）。plc控制器与液晶触摸显示屏之间由专用的数据连接线连接，恒温保障装置10的工作状态，以及实时采集的温度数据均能够在显示屏上进行实时显示。
62.检测装置具备变径异型管18，其设置于保温单元17的内腔中并且变径异型管18位于保温单元17的中轴线处，用于作为待检测钻井液流经保温单元17的流动通道，以及在待
检测钻井液通过时，测量待检测钻井液的流变性参数。图3为本技术实施例的用于检测油基钻井液性能的系统的保温单元的具体结构示意图。参照图3，变径异型管18设置在保温单元17的中轴线位置，其一端作为保温单元17的钻井液输入端（变径异型管流入管路181），另一端作为保温单元17的钻井液输出端。保温单元17的内表面与变径异型管18的外表面贴合，有效实现了对流经变径异型管18的钻井液的导热与传热。在待检测钻井液通过变径异型管18的过程中，检测装置中用于测量钻井液性能的相应的功能模块，对当前正在通过变径异型管18的钻井液的流变性参数进行测量。也就是说，保温单元17实质上保证了流经变径异型管18的钻井液温度的恒定。
63.保温单元17具备保温单元外壳171，将保温单元外壳171的外侧作为保温单元17的外壁面，并且在保温单元外壳171上设置第三传感器172。在待检测钻井液流过变径异型管18时，第三传感器172实时测量钻井液的温度，并将测量信息实时传输给恒温控制装置20。
64.保温单元17还具备隔热层174，其与保温单元17的内腔表面贴合，与保温单元外壳171直接接触。隔热层174的材质选自耐高温硅酸钙、纳米硅酸钙、岩棉纤维、珍珠岩和石棉中的一种或几种。
65.进一步，变径异型管18将保温单元17的内腔分隔为第一空间和第二空间，其中，第一空间为隔热层174的下表面与变径异型管18的上表面之间的空间，第二空间为变径异型管18的下表面与保温单元17内侧壁面之间的空间。
66.保温单元17包括位于第一空间内的加热器组173，其用于在检测过程中对钻井液所降低的温度进行补偿，以维持待检测钻井液的恒温状态。具体地，加热器组173设置于第一空间内，与变径异型管18平行。当待检测钻井液的温度在检测过程中降低，并且不再满足预设的目标温度区间之后，恒温控制装置20根据第三传感器172实时传输的保温单元17内流动的钻井液的温度，对钻井液所降低的温度进行补偿，从而实现了对恒温状态的维持。
67.进一步，加热器组173由电加热片、电加热管和电加热丝中的一种或几种构成。在本技术的一个具体实施例中，优选的采用电加热片组与电热丝的间层复合结构形成加热器组173，并且电加热片与电加热丝的材质为镍铬合金和铁铬铝合金中的一种，电加热功率为1.5~5.5kw。与加热器组173连接的中间继电器采用电磁继电器177，其设置于隔热层174内侧。
68.接下来，保温单元17包括位于第二空间内的散热片组175，其用于在当前待检测钻井液的实时温度超过预设目标温度区间右端点时，对钻井液进行降温。具体地，散热片组175设置于第二空间内，同样与变径异型管18平行。当流入保温单元17的待检测钻井液的温度超过预设目标温度区间的右端点（即：温度位于第二位置段）时，恒温控制装置20根据第三传感器172实时传输的保温单元17内流动的钻井液温度，将不会生成针对加热器组173的启动指示信息，而直接生成针对散热片组175的启动指示信息。此时，保温单元17下表面的散热孔176和散热片组175共同作用，通过散热孔176联通外界，实现对变径异型管18内钻井液的散热。
69.图4为本技术实施例的用于检测油基钻井液性能的系统的散热孔的具体结构示意图。参照图4，散热孔176是均匀布设在保温单元17下表面的两排圆孔，散热孔176直径优选为0.5cm。
70.进一步，换热器14还具备第一管线通孔15和第二管线通孔16，其沿钻井液的流动
方向，分别设置于换热器14关于中轴线对称的两侧，用于在完成检测后，通入相应的降温介质来对换热器14的内腔进行降温，其中，降温介质选自气源、清水和基础油中的一种。具体地，继续参照图2，换热器14按照轴向垂直于地面的方向布置在钻井液管路上，第一管线通孔15和第二管线通孔16分别位于换热器14关于中轴线对称的左右两侧，用于连接相应的降温介质管线（气源、清水或者基础油管线）。本实施例将位于钻井液出口150正对面的第一管线通孔15作为降温介质的输入端，将与钻井液出口150同侧的第二管线通孔16作为降温介质的输出端。当降温介质通入换热器14内部时，降温介质的流动方向与残留在换热器14内腔中钻井液的流动方向相反，并且流动路径相互交叉，保证了对换热器14的降温效果。
71.除此之外，恒温控制装置20还在检测到当前待检测钻井液的温度位于第二位置段时，控制降温介质管线中的清水或者基础油管线，将清水或者基础油注入换热器14的内腔中，以对当前换热器14内部的流体进行降温。
72.进一步，第一管线通孔15上设置有三通阀，在第一管线通孔15同时接入多条降温介质管线时，能够通过三通阀对相应的管线通路进行切换。具体地，将三通阀通过继电器与能够对降温介质管线的通路进行切换的电磁控制阀连接，同时将电磁控制阀与plc控制器连接，以利用plc控制器来实现对相应降温介质管线通路的自动切换。本实施例在结束对钻井液性能的检测之后，通过plc控制器切换电磁控制阀，控制清水或基础油注入换热器14的内腔中，对换热器14的内腔进行清洗。之后，在清洗进程结束后，控制气源注入换热器14的内腔来进行二次清洗和冲刷。
73.本实施例的检测装置（未示出）与恒温保障装置10连接，通过内部预设的用于测量钻井液性能的相应的功能模块，来对恒温状态下待检测钻井液的性能参数进行测量。
74.在本技术的一个具体实施例中，检测装置的功能模块采用压差传感器和/或离子电极。其中，压差传感器用于测量表征待检测钻井液的性能的流变性参数，离子电极用于测量待检测钻井液的离子浓度参数。同时，本实施例为需要保护的功能模块配置电极保护套178，电极保护套178与保温单元外壳171形成环绕待保护功能模块的封闭结构。需要说明的是，本发明对用于测量钻井液的性能参数的功能模块，以及电极保护套的配置不作具体限定，本领域技术人员可以根据实际需要进行选择。
75.实施例二另一方面，基于前述实施例一所述的用于检测油基钻井液性能的系统，本发明实施例还提出了一种用于检测油基钻井液性能的方法，该方法利用上述用于检测油基钻井液性能的系统，来有效实现对钻井液的性能参数的恒温测量。图5为本技术实施例的用于检测油基钻井液性能的方法的步骤图。如图5所示，本发明所述的用于检测油基钻井液性能的方法包括如下步骤：步骤s510通过恒温保障装置10抽取待检测钻井液，并实时获取其温度信息；步骤s520恒温控制装置20对实时温度与预设目标温度区间之间的关系进行分析，并根据分析结果生成第一控制指令，以及在钻井液温度达到预设目标温度区间时，生成第二控制指令；步骤s530恒温保障装置10根据第一控制指令，对待检测钻井液的温度进行调整，根据第二控制指令，终止温度调整进程，并保持当前温度状态下待检测钻井液的恒温状态；步骤s540利用检测装置测量恒温状态下待检测钻井液的性能参数。
76.表1为将系统应用于室内与现场所获得的系统性能测试信息。参照表1，本系统在室内和现场运行稳定，换热效率均在69.25%以上。同时，本系统建立平衡时间短，能够在不
同环境温度下迅速将测试流体温度升温至所需目标温度区间，达到目标温度区间的时间最长仅为19min。除此之外，达到目标温度区间后本系统运行平稳，36h内的标准偏差最大仅为0.9623℃，最大偏离量为2.0983℃。在表1中的测试场景案例中，室内1、室内2、室内3分别为在室内不同环境温度下配制油基钻井液进行测试的情况，现场1为本实施例在胜利罗平730井三开油基钻井液施工现场的运行记录，现场2为本实施例在胜利牛页1-3hf井三开油基钻井液施工现场的运行记录，现场3为本实施例在胜利牛页1-2hf井三开油基钻井液施工现场的运行记录。
77.表1 用于检测油基钻井液性能的系统的性能评价信息
测试条件环境温度/℃钻井液初始温度/℃目标温度区间/℃建立平衡时间/min36h标准偏差/℃换热效率/%最大偏离量/℃室内152258.0～62.0150.865869.251.8957室内2183758.0～62.090.831176.532.0983室内3325158.0～62.050.691480.711.6963现场194358.0～62.090.971573.191.5631现场2203958.0～62.0120.59781.751.962现场3355558.0～62.060.433674.531.3681
图6为本技术实施例的用于检测油基钻井液性能的系统的温度调节效果示意图。参照图6，在本技术的一个具体实施例中，将本发明应用于胜利牛页1-3hf井，其中，胜利牛页1-3hf井是目前胜利东部最深的一口页岩油水平井，完钻井深为6200m，其三开采用合成基钻井液。本发明在试验井段6050m～6200m的范围，实现了对包括流变性、密度、破乳电压和油水比等9项参数的测量。测量结果与api手动测量方式相比，测试数据准确。在测量过程中，本发明运行稳定，确保了现场实时监测期间的施工安全。同时，本发明达到目标温度区间的时间最长仅为12min，换热效率81.75%，并且36h内标准偏差为0.597℃，最大误差为1.962℃。
78.本发明提出了一种用于检测油基钻井液性能的系统及方法。该系统通过监测钻井液的实时温度，并根据当前实时温度，对待检测钻井液的温度进行调整，使得钻井液的温度达到适用于进行性能检测的最佳温度。接着，在达到最佳温度后，保持钻井液的恒温状态，从而为钻井液性能参数的测量创造恒温环境。本发明解决了当前在线监测技术存在温度波动，温度补偿机制作用有限等问题对测量数据精度的影响，最大程度实现了热量的传递，有效消除了管路-探头-核心功能组件的温度变化对在线监测数据的影响。在对钻井液进行在线监测时，将钻井流体温度严格控制在现场测试规范所限定的温度区间内，保证了油基钻井液适宜的恒温测量环境，拓展了在线监测技术在油基钻井液中的应用，为得到有价值的测量数据奠定了基础。
79.以上所述，仅为本发明较佳的具体实施方式，但本发明的保护范围并不局限于此，任何熟悉该技术的人员在本发明所揭露的技术范围内，可轻易想到的变化或替换，都应涵盖在本发明的保护范围之内。因此，本发明的保护范围应该以权利要求的保护范围为准。
80.应该理解的是，本发明所公开的实施例不限于这里所公开的特定结构、处理步骤或材料，而应当延伸到相关领域的普通技术人员所理解的这些特征的等同替代。还应当理解的是，在此使用的术语仅用于描述特定实施例的目的，而并不意味着限制。
81.说明书中提到的“一个实施例”或“实施例”意指结合实施例描述的特定特征、结构或特性包括在本发明的至少一个实施例中。因此，说明书通篇各个地方出现的短语“一个实施例”或“实施例”并不一定均指同一个实施例。
82.虽然本发明所披露的实施方式如上，但所述的内容只是为了便于理解本发明而采用的实施方式，并非用以限定本发明。任何本发明所属技术领域内的技术人员，在不脱离本发明所揭露的精神和范围的前提下，可以在实施的形式上及细节上作任何的修改与变化，但本发明的专利保护范围，仍须以所附的权利要求书所界定的范围为准。