RU2185611C2 - Способ определения реологических характеристик бурового раствора в процессе бурения - Google Patents
Способ определения реологических характеристик бурового раствора в процессе бурения Download PDFInfo
- Publication number
- RU2185611C2 RU2185611C2 RU2000124055A RU2000124055A RU2185611C2 RU 2185611 C2 RU2185611 C2 RU 2185611C2 RU 2000124055 A RU2000124055 A RU 2000124055A RU 2000124055 A RU2000124055 A RU 2000124055A RU 2185611 C2 RU2185611 C2 RU 2185611C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- drilling fluid
- well
- drilling
- pressure
- flow rate
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Изобретение может быть использовано в процессе контроля за качеством при бурении нефтяных и газовых скважин. Технический результат - повышение точности и оперативности определения реологических характеристик в процессе бурения. Останавливают механическое бурение, создают страгивающие усилия в скважине, продолжая ее промывку и меняя расход бурового раствора с одновременным фиксированием давления нагнетания бурового раствора в колонне бурильных труб согласно математическому неравенству. По полученным данным строят график зависимости давления нагнетания от расхода бурового раствора, экстраполируют прямую до пересечения с координатной осью давления нагнетания. Давление нагнетания бурового раствора определяют по величине отсекаемого отрезка. Значение давления нагнетания находится в пределах ламинарного режима течения бурового раствора. По математическим формулам определяют средневзвешенные величины динамического напряжения сдвига (с учетом всей глубины скважины) и величину пластической вязкости. 2 ил.
Description
Изобретение может быть использовано в процессе контроля за качеством при бурении нефтяных и газовых скважин.
Анализ существующего уровня показал следующее:
К реологическим характеристикам бурового раствора относятся динамическое напряжение сдвига τo и пластическая вязкость η (см. Булатов А.И., Габузов Г. Г. , Макаренко П.П. Гидромеханика углубления и цементирования скважин. -М.: ОАО "Издательство "Недра", 1999, с. 27).
К реологическим характеристикам бурового раствора относятся динамическое напряжение сдвига τo и пластическая вязкость η (см. Булатов А.И., Габузов Г. Г. , Макаренко П.П. Гидромеханика углубления и цементирования скважин. -М.: ОАО "Издательство "Недра", 1999, с. 27).
Известен способ определения вязкости бурового раствора в процессе бурения, по которому останавливают механическое бурение и промывку скважины, создают страгивающее усилие путем спуска бурильной колонны в скважину, замеряют время после начала спуска до начала выхода бурового раствора из скважины и определяют η в интервале спущенной колонны по математической формуле (см. а.с. 1244162 от 22.06.84 г. по кл. С 09 К 7/00, опубл. в ОБ 26, 1986 г.).
Недостатком указанного способа является низкая точность определения η, т. к. остановлена циркуляция бурового раствора, а состояние покоя приводит к росту структурообразования раствора, т.е. повышению статического напряжения сдвига θ, что существенно искажает значение определяемой величины. Кроме того, η вычисляют через каждые 30-40 м в среднем один раз в два дня, т.е. поинтервально, а для получения средневзвешенной величины по всей глубине скважины необходимо провести спуск всей колонны, что требует значительных временных затрат, к тому же, заданная периодичность проведения спускоподъемных операций снижает оперативность определения.
Известен способ определения динамического напряжения сдвига бурового раствора в процессе бурения, по которому останавливают механическое бурение и промывку скважины, создают страгивающее усилие путем спуска бурильной колонны в скважину, замеряют время начала спуска до начала течения бурового раствора из скважины в желоб и длину спущенных за это время бурильных труб, причем значение τo определяют в интервале спущенной колонны по математической формуле (см. а.с. 1035048 от 12.04.82 г. по кл. С 09 К 7/00, опубл. в ОБ 30, 1983 г.).
Недостатком указанного способа является низкая точность определения τo, т. к. остановлена циркуляция бурового раствора, а состояние покоя приводит к росту структурообразования раствора, т.е. повышению статического напряжения сдвига θ, что существенно искажает значение определяемой величины. Кроме того, τo вычисляют через каждые 30-40 м в среднем один раз в два дня, т.е. поинтервально, а для получения средневзвешенной величины по всей глубине скважины необходимо провести спуск всей колонны, что требует значительных временных затрат, к тому же, заданная периодичность проведения спускоподъемных операций снижает оперативность определения.
Технический результат, который может быть получен при осуществлении предлагаемого изобретения, заключается в следующем:
- повышается точность определения реологических характеристик бурового раствора в процессе бурения за счет отсутствия влияния тиксотропных свойств, а также учета фактических термобарических условий и геометрических особенностей по всей глубине скважины;
- повышается оперативность определения за счет сокращения времени определения средневзвешенных величин τo и η по всей глубине скважины, т.к. в любом случае время промывки скважины с необходимым для определения меньше времени спуска всей колонны бурильных труб.
- повышается точность определения реологических характеристик бурового раствора в процессе бурения за счет отсутствия влияния тиксотропных свойств, а также учета фактических термобарических условий и геометрических особенностей по всей глубине скважины;
- повышается оперативность определения за счет сокращения времени определения средневзвешенных величин τo и η по всей глубине скважины, т.к. в любом случае время промывки скважины с необходимым для определения меньше времени спуска всей колонны бурильных труб.
Технический результат достигается с помощью известного способа путем остановки механического бурения, создания страгивающих усилий в скважине и определения средневзвешенной величины динамического сдвига, в котором создание страгивающих усилий осуществляют, продолжая промывку скважины и меняя расход бурового раствора с одновременным фиксированием давления нагнетания бурового раствора в колонне бурильных труб согласно неравенству
Qmin ≤ Qi ≤ Qmax
при этом
где Qmin - минимальный расход бурового раствора, определяемый технической характеристикой насосного агрегата и обеспечивающий турбулентный режим течения бурового раствора в кольцевом пространстве скважины, м3/с;
Qi - расход бурового раствора при i-м режиме промывки скважины, м3/с,
где i=1,...,k, при k≤n;
где n - максимальное количество вариантов подачи бурового раствора насосным агрегатом, определяемое его технической характеристикой;
Qmax - максимальный расход бурового раствора, определяемый технической характеристикой насосного агрегата и условием предотвращения поглощения бурового раствора, м3/с;
R2, R1 - средневзвешенные радиус скважины и наружный радиус бурильных труб, соответственно, м;
τo лаб - динамическое напряжение сдвига, определяемое в лабораторных условиях, Па;
ρ - плотность бурового раствора, кг/м3;
Pпг - давление поглощения, Па;
g - ускорение свободного падения, м/с2;
Нпг - глубина залегания горизонта с минимальным давлением поглощения, м;
Lпг - длина бурильных труб до глубины залегания горизонта с минимальным давлением поглощения, м;
ηлаб - пластическая вязкость, определяемая в лабораторных условиях, Па•с,
и по полученным данным строят график зависимости давления нагнетания от расхода бурового раствора, экстраполируют прямую до пересечения с координатной осью давления нагнетания, по величине отсекаемого отрезка определяют давление нагнетания бурового раствора в колонне бурильных труб, значение которого находится в пределах ламинарного режима течения бурового раствора, причем определение средневзвешенной величины динамического напряжения сдвига проводят с учетом всей глубины скважины по формуле
где τo - средневзвешенная величина динамического напряжения сдвига, Па;
Poн - давление нагнетания бурового раствора в колонне бурильных труб, значение которого находится в пределах ламинарного режима течения бурового раствора, Па;
L - длина бурильных труб, м;
R - средневзвешенный внутренний радиусы бурильных труб, м,
а также дополнительно рассчитывают средневзвешенную по глубине скважины величину пластической вязкости по формуле
где η - средневзвешенная по глубине скважины величина пластической вязкости, Па•с;
Рнi - давление нагнетания бурового раствора в колонне бурильных труб при i-м установившемся режиме промывки скважины, Па.
Qmin ≤ Qi ≤ Qmax
при этом
где Qmin - минимальный расход бурового раствора, определяемый технической характеристикой насосного агрегата и обеспечивающий турбулентный режим течения бурового раствора в кольцевом пространстве скважины, м3/с;
Qi - расход бурового раствора при i-м режиме промывки скважины, м3/с,
где i=1,...,k, при k≤n;
где n - максимальное количество вариантов подачи бурового раствора насосным агрегатом, определяемое его технической характеристикой;
Qmax - максимальный расход бурового раствора, определяемый технической характеристикой насосного агрегата и условием предотвращения поглощения бурового раствора, м3/с;
R2, R1 - средневзвешенные радиус скважины и наружный радиус бурильных труб, соответственно, м;
τo лаб - динамическое напряжение сдвига, определяемое в лабораторных условиях, Па;
ρ - плотность бурового раствора, кг/м3;
Pпг - давление поглощения, Па;
g - ускорение свободного падения, м/с2;
Нпг - глубина залегания горизонта с минимальным давлением поглощения, м;
Lпг - длина бурильных труб до глубины залегания горизонта с минимальным давлением поглощения, м;
ηлаб - пластическая вязкость, определяемая в лабораторных условиях, Па•с,
и по полученным данным строят график зависимости давления нагнетания от расхода бурового раствора, экстраполируют прямую до пересечения с координатной осью давления нагнетания, по величине отсекаемого отрезка определяют давление нагнетания бурового раствора в колонне бурильных труб, значение которого находится в пределах ламинарного режима течения бурового раствора, причем определение средневзвешенной величины динамического напряжения сдвига проводят с учетом всей глубины скважины по формуле
где τo - средневзвешенная величина динамического напряжения сдвига, Па;
Poн - давление нагнетания бурового раствора в колонне бурильных труб, значение которого находится в пределах ламинарного режима течения бурового раствора, Па;
L - длина бурильных труб, м;
R - средневзвешенный внутренний радиусы бурильных труб, м,
а также дополнительно рассчитывают средневзвешенную по глубине скважины величину пластической вязкости по формуле
где η - средневзвешенная по глубине скважины величина пластической вязкости, Па•с;
Рнi - давление нагнетания бурового раствора в колонне бурильных труб при i-м установившемся режиме промывки скважины, Па.
Существенному улучшению технико-экономических показателей процесса бурения скважины способствует рациональный выбор гидравлической программы, т. е. регулирование гидродинамических давлений за счет управляемых параметров (плотность и реологическая характеристика бурового раствора, режим промывки скважины и т.д.).
Прежде всего, составление гидравлических программ невозможно без правильного определения реологических характеристик буровых растворов (динамическое напряжение сдвига, пластическая вязкость) и, следовательно, гидравлических сопротивлений при циркуляции растворов в бурящейся скважине. Известно, что реологические характеристики большинства используемых буровых растворов неинвариантны, как предполагается, в результате влияния тиксотропных свойств (статическое напряжение сдвига), которые не фиксируются при замере на вискозиметрах различных типов, а также при существующих методах определения непосредственно в скважине.
Значительное повышение точности определения реологических характеристик бурового раствора обеспечивают отсутствием влияния статического напряжения сдвига, что достигается в условиях промывки скважины при установившемся течении бурового раствора. Кроме того, использование фактической устьевой информации при промывке скважины, когда долото находится непосредственно на забое (давление нагнетания бурового раствора в колонне бурильных труб в момент установившегося течения, расход бурового раствора), позволяет решить обратную задачу, т. е. определить средневзвешенные величины динамического напряжения сдвига, пластической вязкости бурового раствора с учетом реальных термобарических условий и геометрических особенностей (конструкция скважины и бурильной колонны) по всей глубине скважины.
Согласно определению, динамическое напряжение сдвига и пластическая вязкость количественно характеризуют поведение буровых растворов при их течении или деформации и являются функциями скорости сдвига. В практике бурения применяются, в основном, буровые растворы, поведение которых можно описать при помощи модели Бингама. Уравнения Бакингема описывают движение бингамовских жидкостей
в трубах
в кольцевом пространстве
где Q - расход бурового раствора, м3/с;
Ркп, Рт - перепад давления в кольцевом пространстве и трубах, соответственно, Па;
Рокп, Рот - давление, необходимое для начала течения бурового раствора в кольцевом пространстве и трубах, соответственно, Па.
в трубах
в кольцевом пространстве
где Q - расход бурового раствора, м3/с;
Ркп, Рт - перепад давления в кольцевом пространстве и трубах, соответственно, Па;
Рокп, Рот - давление, необходимое для начала течения бурового раствора в кольцевом пространстве и трубах, соответственно, Па.
Создание страгивающих усилий непосредственно в скважине путем циркуляции бурового раствора позволяет определить величину давления Рон, которое пропорционально давлению необходимого для начала течения бурового раствора в бурильных трубах и кольцевом пространстве скважины. С этой целью используют зависимость давления нагнетания бурового раствора в колонне бурильных труб, как сумму гидравлических потерь давления в трубах и кольцевом пространстве скважины, от расхода бурового раствора, полученную по результатам фактических замеров при разных режимах промывки скважины. Режимы промывки обусловлены конкретными геолого-техническими условиями: техническими характеристиками насосного агрегата, обеспечением турбулентного режима течения и предотвращением поглощения бурового раствора.
На фиг.1 представлена зависимость давления нагнетания бурового раствора в колонне бурильных труб в момент установившегося течения от расхода бурового раствора. В области малых расходов бурового раствора график имеет заметную кривизну и соответствует ламинарному режиму течения (участок 1), получение линейной зависимости в области больших расходов свидетельствует об отсутствии пластичного ядра течения в потоке жидкости и соответствует турбулентному режиму течения бурового раствора (участок 2). Для получения линейной зависимости достаточно двух режимов промывки скважины (Qmin, Qmax). После аппроксимации данных линейного участка кривой методом наименьших квадратов необходимо экстраполировать линейный участок до пересечения с координатной осью давления нагнетания. Точка пересечения соответствует началу течения бурового раствора, т. е. при большем давлении Рон расход бурового раствора отличен от нуля. Погрешность подобной аппроксимации уменьшается с ростом прямолинейного участка кривой и составляет менее 6%.
Следует отметить, что неприемлемо использовать фактические данные при промывке скважины с расходом ниже Qmin, который соответствует ламинарному режиму течения бурового раствора, т.к. применяемый метод определения величин давления, необходимых для начала течения бурового раствора, становится неправомерным. При расходе, превышающем Qmax, происходит поглощение бурового раствора.
Использование линеаризации позволяет упростить уравнения Бакингема, принимая 
а также решать их относительно перепадов давления. При графическом методе решения задачи по величине отсекаемого участка определяют давление, пропорциональное давлению, при котором начнется течение бурового раствора в трубах и в кольцевом пространстве, т.е. расход бурового раствора равен нулю:
Учитывая, что динамическое напряжение сдвига бурового раствора в трубах равно динамическому напряжению в кольцевом пространстве
определяют давления, необходимые для начала течения в трубах
и в кольцевом пространстве
Подставляя полученные значения давлений, необходимых для начала течения бурового раствора, в формулы динамического напряжения сдвига τo, вычисляют его средневзвешенную величину.
Учитывая, что динамическое напряжение сдвига бурового раствора в трубах равно динамическому напряжению в кольцевом пространстве
определяют давления, необходимые для начала течения в трубах
и в кольцевом пространстве
Подставляя полученные значения давлений, необходимых для начала течения бурового раствора, в формулы динамического напряжения сдвига τo, вычисляют его средневзвешенную величину.
Учитывая, что давление нагнетания бурового раствора в колонне бурильных труб равно сумме гидравлических потерь давления в трубах и кольцевом пространстве, определяемых из упрощенного уравнения Бакингема, рассчитывают средневзвешенную величину пластической вязкости бурового раствора η.
Анализ изобретательского уровня показал следующее: известен способ определения θ по давлению нагнетания в бурильных трубах при восстановлении циркуляции (см. Маккрей А.У. и Коле Ф.У. Технология бурения нефтяных скважин. М. , Гостоптехиздат, 1963, с.326-329); известен лабораторный способ определения τo и η по перепаду давления между концами трубки и расходу бурового раствора, обеспечивающему турбулентный режим течения, с учетом уравнения Бакингема (см. Маковей Н. Гидравлика бурения. Пер. с рум. - М.: Недра, 1986, с. 198-199). На основании вышеизложенного нами не выявлены технические решения, имеющие в своей основе признаки, совпадающие с отличительными признаками заявляемого технического решения. Таким образом, последнее не следует явным образом из проанализированного уровня техники, т.е. имеет изобретательский уровень.
Анализ изобретательского уровня показал следующее: известен способ определения θ по давлению нагнетания в бурильных трубах при восстановлении циркуляции (см. Маккрей А.У. и Коле Ф.У. Технология бурения нефтяных скважин. М. , Гостоптехиздат, 1963, с.326-329); известен лабораторный способ определения τo и η по перепаду давления между концами трубки и расходу бурового раствора, обеспечивающему турбулентный режим течения, с учетом уравнения Бакингема (см. Маковей Н. Гидравлика бурения. Пер. с рум. - М.: Недра, 1986, с. 198-199). На основании вышеизложенного нами не выявлены технические решения, имеющие в своей основе признаки, совпадающие с отличительными признаками заявляемого технического решения. Таким образом, последнее не следует явным образом из проанализированного уровня техники, т.е. имеет изобретательский уровень.
Более подробно сущность заявляемого способа поясняется следующим примером.
Пример. Продуктивный пласт представлен песчаниками валанжинских отложений, скважина 12 Южно-Парусная газоконденсатного месторождения. Используют буровую установку Уралмаш 3Д-76, насос У8-7М с цилиндрическими втулками диаметром 200 мм, который при коэффициенте наполнения 0,9 создает n=6 вариантов подачи бурового раствора: расход 0,028 м3/с при 40 двойных ходах в 1 мин; 0,031 м3/с - 45; 0,035 м3/с - 50; 0,038 м3/с - 55; 0,042 м3/с - 60; 0,045 м3/с - 65.
Исходные данные:
Глубина забоя скважины Н, м - 3200
Глубина залегания пласта с минимальным давлением поглощения Нпг, м - 2300
Давление поглощения Рпг, МПа - 28,05
Средневзвешенный радиус скважины R2, м - 0,110
Средневзвешенный наружный радиус бурильных труб R1, м - 0,063
Средневзвешенный внутренний радиус бурильных труб R, м - 0,054
Плотность бурового раствора ρ, кг/м3 - 1200
Динамическое напряжение сдвига, определенное в лабораторных условиях τoлаб, Па - 3,6
Пластическая вязкость, определенная в лабораторных условиях ηлаб, Па•с - 0,02
На глубине 3200 м останавливают механическое бурение, продолжая промывку скважины с расходом бурового раствора 0,031 м3/с, фиксируют давление нагнетания в колонне бурильных труб, равное 5,0 МПа.
Глубина забоя скважины Н, м - 3200
Глубина залегания пласта с минимальным давлением поглощения Нпг, м - 2300
Давление поглощения Рпг, МПа - 28,05
Средневзвешенный радиус скважины R2, м - 0,110
Средневзвешенный наружный радиус бурильных труб R1, м - 0,063
Средневзвешенный внутренний радиус бурильных труб R, м - 0,054
Плотность бурового раствора ρ, кг/м3 - 1200
Динамическое напряжение сдвига, определенное в лабораторных условиях τoлаб, Па - 3,6
Пластическая вязкость, определенная в лабораторных условиях ηлаб, Па•с - 0,02
На глубине 3200 м останавливают механическое бурение, продолжая промывку скважины с расходом бурового раствора 0,031 м3/с, фиксируют давление нагнетания в колонне бурильных труб, равное 5,0 МПа.
Определяют минимальный расход бурового раствора, обеспечивающий турбулентный режим течения в кольцевом пространстве скважины
и максимальный расход бурового раствора, определяемый предотвращением поглощения бурового раствора
С учетом технических возможностей насосного агрегата создают k=3 режима промывки скважины, последовательно меняя расход раствора.
и максимальный расход бурового раствора, определяемый предотвращением поглощения бурового раствора
С учетом технических возможностей насосного агрегата создают k=3 режима промывки скважины, последовательно меняя расход раствора.
Первый режим промывки скважины соответствует расчетному минимальному расходу и равному Qi= 0,035 м3/с, при этом давление нагнетания бурового раствора в колонну бурильных труб Pн1=5,4 МПа. Далее промывают скважину на втором режиме при Q2=0,038 м3/с, при этом Рн2=5,7 МПа и промывают скважину на третьем режиме, соответствующем расчетному максимальному расходу и равном Q3=0,042 м3/с при Рн3=6,0 МПа.
По полученным данным строят график зависимости давления нагнетания от расхода бурового раствора, представленный на фиг.2. Экстраполируют прямую до пересечения с координатной осью давления нагнетания. По величине отсекаемого отрезка определяют давление нагнетания бурового раствора в колонне бурильных труб, значение которого находится в пределах ламинарного режима течения бурового раствора, Рон=2,5 МПа.
Определяют средневзвешенную величину динамического напряжения сдвига с учетом всей глубины скважины по формуле
и рассчитывают средневзвешенную по глубине скважины величину пластической вязкости по формуле:
Сравнивают фактические значения τo и η с лабораторными τoлаб и ηлаб. Точность определения увеличилась в 2-2,5 раза.
и рассчитывают средневзвешенную по глубине скважины величину пластической вязкости по формуле:
Сравнивают фактические значения τo и η с лабораторными τoлаб и ηлаб. Точность определения увеличилась в 2-2,5 раза.
Определение реологических характеристик бурового раствора по данным устьевой информации в процессе промывки скважины повышает безопасность и качество бурения скважины за счет обеспечения требуемого забойного давления, снижения вероятности осложнений и аварий, связанных с зашламлением ствола, кольматацией коллектора, флюидопроявлениями и поглощениями бурового раствора, а также выполнения ограничений на изменение давлений в скважине при промывке, спускоподъемных операциях.
Claims (1)
- Способ определения реологических характеристик бурового раствора в процессе бурения путем остановки механического бурения, создания страгивающих усилий в скважине и определения средневзвешенной величины динамического напряжения сдвига, отличающийся тем, что создание страгивающих усилий осуществляют, продолжая промывку скважины и меняя расход бурового раствора с одновременным фиксированием давления нагнетания бурового раствора в колонне бурильных труб согласно неравенству
Qmin≤Qi≤Qmax,
при этом
где Qmin - минимальный расход бурового раствора, определяемый технической характеристикой насосного агрегата и обеспечивающий турбулентный режим течения бурового раствора в кольцевом пространстве скважины, м3/с;
Qi- расход бурового раствора при i-м режиме промывки скважины, м3/с, где i= 1, . . . , k, при k не более n; где n - максимальное количество вариантов подачи бурового раствора насосным агрегатом, определяемое его технической характеристикой;
Qmax - максимальный расход бурового раствора, определяемый технической характеристикой насосного агрегата и условием предотвращения поглощения бурового раствора, м3/с;
R2, R1 - средневзвешенные радиус скважины и наружный радиус бурильных труб, соответственно, м;
τ0лаб - динамическое напряжение сдвига, определяемое в лабораторных условиях, Па;
ρ - плотность бурового раствора, кг/ м3;
Рпг - давление поглощения, Па;
g - ускорение свободного падения, м/ с2;
Нпг - глубина залегания горизонта с минимальным давлением поглощения, м;
Lпг - длина бурильных труб до глубины залегания горизонта с минимальным давлением поглощения, м;
ηлаб - пластическая вязкость, определяемая в лабораторных условиях, Па•с,
и по полученным данным строят график зависимости давления нагнетания от расхода бурового раствора, экстраполируют прямую до пересечения с координатной осью давления нагнетания, по величине отсекаемого отрезка определяют давление нагнетания бурового раствора в колонне бурильных труб, значение которого находится в пределах ламинарного режима течения бурового раствора, причем определение средневзвешенной величины динамического напряжения сдвига проводят с учетом всей глубины скважины по формуле
где τ0 - средневзвешенная величина динамического напряжения сдвига, Па;
Рон - давление нагнетания бурового раствора в колонне бурильных труб, значение которого находится в пределах ламинарного режима течения бурового раствора, Па;
L -длина бурильных труб, м;
R - средневзвешенный внутренний радиус бурильных труб, м,
а также дополнительно рассчитывают средневзвешенную по глубине скважины величину пластической вязкости по формуле
где η - средневзвешенная по глубине скважины величина пластической вязкости, Па•c;
Рнi - давление нагнетания бурового раствора в колонне бурильных труб при i-м установившемся режиме промывки скважины, Па.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2000124055A RU2185611C2 (ru) | 2000-09-19 | 2000-09-19 | Способ определения реологических характеристик бурового раствора в процессе бурения |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2000124055A RU2185611C2 (ru) | 2000-09-19 | 2000-09-19 | Способ определения реологических характеристик бурового раствора в процессе бурения |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2185611C2 true RU2185611C2 (ru) | 2002-07-20 |
| RU2000124055A RU2000124055A (ru) | 2002-08-10 |
Family
ID=20240253
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2000124055A RU2185611C2 (ru) | 2000-09-19 | 2000-09-19 | Способ определения реологических характеристик бурового раствора в процессе бурения |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2185611C2 (ru) |
-
2000
- 2000-09-19 RU RU2000124055A patent/RU2185611C2/ru not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| КИСТЕР Э.Г. Химическая обработка буровых растворов. - М.: Недра, 1972, с.230-234, 257-259. * |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Cooke Jr et al. | Field measurements of annular pressure and temperature during primary cementing | |
| RU2362875C2 (ru) | Способ определения давления в подземных пластах | |
| US7303008B2 (en) | Methods and systems for reverse-circulation cementing in subterranean formations | |
| Postler | Pressure integrity test interpretation | |
| EA036110B1 (ru) | Испытание пласта на наличие заполненных углеводородами трещин перед гидроразрывом сланца | |
| US6659197B2 (en) | Method for determining drilling fluid properties downhole during wellbore drilling | |
| CN1270052C (zh) | 确定井下压力的方法和钻井时环空压力的检测装置 | |
| CN109915128B (zh) | 地层承压能力动态测试方法及固井方法 | |
| Mostafavi et al. | Model-based uncertainty assessment of wellbore stability analyses and downhole pressure estimations | |
| US9988902B2 (en) | Determining the quality of data gathered in a wellbore in a subterranean formation | |
| CN109711090A (zh) | 一种环空流体综合摩阻系数确定方法及装置 | |
| Chen et al. | Modeling transient circulating mud temperature in the event of lost circulation and its application in locating loss zones | |
| RU2185611C2 (ru) | Способ определения реологических характеристик бурового раствора в процессе бурения | |
| US10753203B2 (en) | Systems and methods to identify and inhibit spider web borehole failure in hydrocarbon wells | |
| EP4143419B1 (en) | Method and system for estimating a depth injection profile of a well | |
| RU2189443C1 (ru) | Способ определения характеристик скважины, призабойной зоны и пласта | |
| RU2202039C2 (ru) | Способ освоения, исследования и эксплуатации скважин | |
| Daccord et al. | How fluid loss influences primary cementing: literature review and methodology | |
| RU2684924C1 (ru) | Способ исследования разреза скважины в процессе бурения | |
| RU2269000C2 (ru) | Способ определения проницаемых зон скважины | |
| RU2320855C1 (ru) | Способ эксплуатации скважины | |
| CN110924928B (zh) | 一种测试不规则井眼段环空流动压降的试验装置及方法 | |
| RU2661937C1 (ru) | Способ определения давления утечки | |
| RU2140536C1 (ru) | Способ определения пластовых давлений в процессе бурения | |
| RU2034141C1 (ru) | Способ а.е.женусова определения объема скважины |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20060920 |