RU2602635C1 - Способ моделирования циркуляции бурового раствора в скважине - Google Patents
Способ моделирования циркуляции бурового раствора в скважине Download PDFInfo
- Publication number
- RU2602635C1 RU2602635C1 RU2015145925/03A RU2015145925A RU2602635C1 RU 2602635 C1 RU2602635 C1 RU 2602635C1 RU 2015145925/03 A RU2015145925/03 A RU 2015145925/03A RU 2015145925 A RU2015145925 A RU 2015145925A RU 2602635 C1 RU2602635 C1 RU 2602635C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- model
- simulator
- drilling fluid
- diameter
- Prior art date
Links
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims abstract description 45
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 22
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 37
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 claims abstract description 5
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 3
- 239000002002 slurry Substances 0.000 claims description 3
- 238000012360 testing method Methods 0.000 claims description 2
- 238000010276 construction Methods 0.000 abstract description 3
- 238000001914 filtration Methods 0.000 abstract 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 7
- 239000012085 test solution Substances 0.000 description 5
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 4
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 2
- 238000000518 rheometry Methods 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- 239000011324 bead Substances 0.000 description 1
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 1
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 1
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 1
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 1
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 1
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 1
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 1
- 239000012780 transparent material Substances 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
- E21B21/01—Arrangements for handling drilling fluids or cuttings outside the borehole, e.g. mud boxes
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/008—Monitoring of down-hole pump systems, e.g. for the detection of "pumped-off" conditions
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Abstract
Изобретение относится к строительству скважин и может быть использовано для исследований циркуляционных процессов в скважине. Техническим результатом изобретения является повышение точности определения параметров циркуляции бурового раствора для исследования различных скважинных процессов. В способе моделирования циркуляции бурового раствора в скважине определяют свойства исследуемого бурового раствора, фиксируют промысловые значения внутреннего диаметра скважины Dc1 (м) и наружного диаметра бурильных труб dтр1 (м). Далее проводят расчет внутреннего модельного диаметра скважины Dc2 (м) для имитатора ствола скважины с выходным патрубком и наружного модельного диаметра бурильных труб dтр2 (м) для имитатора бурильной колонны модели буровой скважины, используя геометрическое подобие. Затем изготовляют имитатор ствола скважины с выходным патрубком и имитатор бурильной колонны, загружают взвешенную массу шлама в имитатор ствола скважины с выходным патрубком, устанавливают фильтрационную сетку на выходе из выходного патрубка имитатора ствола скважины. Также заполняют емкость для бурового раствора исследуемым раствором, устанавливают фактическую скважинную производительность Q1 (м3/с), определяют значения Рейнольдса для скважины Re1 и для модельной скважины Re2, на основе скорости течения в кольцевом пространстве Vк (м/с), которую выражают как отношение производительности Q (м3/с) к площади поперечного сечения кольцевого пространства скважины S (м2) и внутреннего диаметра скважины Dc (м), наружного диаметра бурильных труб dтр. (м), плотности бурового раствора ρб. р (кг/м3), динамической вязкости η (Па·c), рассчитывают число Рейнольдса Re. После чего приравняют скважинное значение Рейнольдса Re1 к модельному значению Рейнольдса Re2 и определяют модельную производительность бурового насоса Q2 (м3/с). Затем в емкость для бурового раствора погружают насос, соединенный с лабораторным автотрансформатором регулируемым, устанавливают необходимое напряжение на лабораторном автотрансформаторе регулируемом в зависимости от рассчитанного значения модельной производительности бурового насоса Q2 (м3/с). 1 ил., 1 пр.
Description
Изобретение относится к строительству скважин и может быть использовано для исследований циркуляционных процессов в скважине.
Предпосылками создания изобретения послужила необходимость моделирования циркуляционных процессов, происходящих в кольцевом пространстве бурящейся скважины, в зависимости от различных условий бурения. Сложность оценки процессов, происходящих в скважине, обусловлена неоднородным геологическим разрезом, термодинамическими условиями скважины, состоянием раствора в момент выхода его из гидромониторных насадок долота и другими факторами.
Известен способ моделирования циркуляции в бурящейся наклонно направленной скважине, описанный в диссертации Дуркина В.В. «Разработка технологии буровых растворов и промывки наклонно направленных скважин в осложненных условиях». Способ реализуется с помощью установки для оценки влияния реологии буровых растворов на очистку ствола наклонно направленной скважины (см. авторское свидетельство №20531, МПК E21B 21/00, опубл. 10.11.2001). Установка для оценки влияния реологии буровых растворов на очистку ствола наклонно направленной скважины включает замкнутую циркуляционную систему, состоящую из емкости, соединенной трубопроводами с насосом, расходомером и моделью буровой скважины, выполненной из прозрачного материала, расходомер в виде тарированной емкости помещен в верхней части модели буровой скважины, включающей трубное и затрубное пространство, причем верхняя часть затрубного пространства выполнена в виде раструба, соединенного посредством трубопровода с расходомером бурового раствора, при этом на входе в трубопровод, соединяющий раструб с емкостью установлен фильтр, а трубное и затрубное пространство выполнены в виде вертикального участка, участка набора зенитного угла и участка стабилизации, причем в затрубное пространство помещен имитатор бурового шлама, выполненного, например, в виде яркоокрашенного бисера.
Недостатком способа и указанной полезной модели является недостаточная точность получаемых результатов в процессе моделирования циркуляции бурового раствора, так как конструкция модели буровой скважины не учитывает гидравлические характеристики конструкции.
Наиболее близким аналогом является установка для исследования процесса сальникообразования в нефтяных и газовых скважинах, включающая несущую конструкцию, состоящую из основания с установленными на нем термостатом, имитатором ствола скважины, емкостью для исследуемого раствора и кронштейном, на котором закреплен электрический двигатель с блоком шкивов, передающих вращение клиноременной передачей на блок шкивов редуктора, выходной вал которого жестко закреплен с устройством для соединения вращающейся бурильной колонны с неподвижной циркуляционной системой, выполненным в стационарном корпусе с тремя штуцерами и соединенным с подвижным валом, на стенке которого выполнены восемь отверстий для прохождения исследуемого раствора, соединенным посредством муфты с имитатором бурильной колонны с установленными на нем имитатором калибратора и имитатором долота, находящимися в имитаторе ствола скважины, выполненном с выходным патрубком, через который исследуемый раствор со шламом поступает в емкость для исследуемого раствора, в которой находится насос для подачи раствора, соединенный шлангом с разветвителем-тройником, состоящим из входного штуцера с одной стороны и трех отводящих штуцеров с другой, соединенных с тремя отводными шлангами (см. патент РФ №137682, МПК E21B 47/00, G01N 19/04, опубл. 27.02.2014).
Недостатком известного устройства является то, что оно позволяет моделировать условия для циркуляции бурового раствора в скважине без учета гидравлических показателей. В сущности оно направлено на определение способности буровых растворов по недопущению формирования сальников на бурильной колонне.
На основе вышеописанной установки и осуществляется предлагаемый способ.
Задачей изобретения является создание способа моделирования циркуляции бурового раствора в скважине, позволяющего моделировать циркуляцию бурового раствора в условиях, максимально приближенным к реальным условиям скважины.
Техническим результатом изобретения является повышение точности определения параметров циркуляции бурового раствора для исследования различных скважинных процессов.
Поставленная задача в способе моделирования циркуляции бурового раствора в скважине, включающем имитатор ствола скважины с выходным патрубком и имитатор бурильной колонны, циркуляционную систему с емкостью для бурового раствора, трубопроводов, насоса, решается тем, что определяют свойства исследуемого бурового раствора, фиксируют промысловые значения внутреннего диаметра скважины Dc1 (м) и наружного диаметра бурильных труб dтp1 (м), проводят расчет внутреннего модельного диаметра скважины Dc2 (м) для имитатора ствола скважины с выходным патрубком и наружного модельного диаметра бурильных труб dтр2 (м) для имитатора бурильной колонны модели буровой скважины, используя геометрическое подобие, затем изготовляют имитатор ствола скважины с выходным патрубком и имитатор бурильной колонны, загружают взвешенную массу шлама в имитатор ствола скважины с выходным патрубком, устанавливают фильтрационную сетку на выходе из выходного патрубка имитатора ствола скважины, заполняют емкость для бурового раствора исследуемым раствором, устанавливают фактическую скважинную производительность Q1 (м3/с), определяют значения Рейнольдса для скважины Re1 и для модельной скважины Re2, на основе скорости течения в кольцевом пространстве Vк (м/с), которую выражают как отношение производительности Q (м3/с) к площади поперечного сечения кольцевого пространства скважины S (м2) и внутреннего диаметра скважины Dc (м), наружного диаметра бурильных труб dтр, (м), плотности бурового раствора ρб.р (кг/м3), динамической вязкости η (Па·c), рассчитывают число Рейнольдса Re по общей формуле, как:
после чего приравняют скважинное значение Рейнольдса Re1 к модельному значению Рейнольдса Re2, определяя модельную производительность бурового насоса Q2 (м3/с) как:
затем в емкость для бурового раствора погружают насос, соединенный с лабораторным автотрансформатором регулируемым (далее - ЛАТР), устанавливают необходимое напряжение на ЛАТРе в зависимости от рассчитанного значения модельной производительности бурового насоса Q2 (м3/с), устанавливают фильтрационную сетку на выходе из выходного патрубка имитатора ствола скважины.
Заявленное изобретение поясняется с помощью чертежа, на котором изображена принципиальная схема устройства, посредством которого осуществляется процесс моделирования циркуляции бурового раствора в скважине.
Устройство состоит из имитатора ствола скважины 1 с выходным патрубком 2 и имитатором бурильной колонны 3, циркуляционной системы, состоящей из емкости для бурового раствора 4, трубопроводов 5, насоса 6, ЛАТРа 7 и уловителя шлама 8.
Способ моделирования циркуляции бурового раствора в скважине реализуют следующим образом.
На начальном этапе подготовки к моделированию процессов измеряют показатели исследуемого бурового раствора, определяя плотность бурового раствора ρб.р (кг/м3) и динамическую вязкость η (Па·с). Для моделирования процесса циркуляции бурового раствора, приближенного к реальным условиям работы скважины, проводят расчет гидравлических показателей модели буровой скважины с имитатором ствола скважины 1 с выходным патрубком 2 и имитатором бурильной колонны 3 в соответствии с условиями работы реальной скважины. Устанавливают промысловые значения внутреннего диаметра скважины D1 (м) и наружного диаметра бурильных труб dтp1 (м) и проводят расчет внутреннего модельного диаметра скважины Dc2 (м) для имитатора ствола скважины 1 с выходным патрубком 2 и наружного модельного диаметра бурильных труб dтр2 (м) для имитатора бурильной колонны 3, используя геометрическое подобие. Затем изготавливают имитатор скважины 1 с выходным патрубком 2 и имитатор бурильной колонны 3. Собирают устройство: предварительно взвешенную массу шлама загружают в имитатор ствола скважины 1 с выходным патрубком 2, затем заливают буровой раствор в емкость для бурового раствора 4 с необходимыми параметрами динамической вязкости η (Па·с) и плотности бурового раствора ρб.р (кг/м3). Для этого задают значение фактической скважинной производительности Q1 (м3/с), внутренний диаметр скважины Dc1 (м) и наружный диаметр бурильных труб dтp1 (м), внутренний модельный диаметр скважины Dс2 (м) и наружный модельный диаметр бурильных труб dтр2 (м). Значения плотности бурового раствора ρб.р (кг/м3) и динамической вязкости η (Па·с) для моделирования оставляют в соответствии с реальными параметрами бурового раствора. На основе указанных выше данных проводят расчет значения Рейнольдса для скважины Re1 и для модели Re2 соответственно по следующей общей формуле:
где Re - число Рейнольдса;
Vк - скорость течения в кольцевом пространстве, м/с;
Dc - внутренний диаметр скважины, м;
dтр - наружный диаметр бурильных труб, м;
ρб.р - плотность бурового раствора, кг/м3;
η - динамическая вязкость, Па·с.
Выражают скорость течения в кольцевом пространстве Vк (м/с) через отношение производительности Q (м3/с) к площади поперечного сечения кольцевого пространства скважины S (м2).
Из формулы (1) получают следующую формулу для расчета числа Рейнольдса:
Для получения гидравлического подобия приравняют скважинное значение Рейнольдса Re1 к модельному значению Рейнольдса Re2. Получают:
или,
сокращая, получают:
Таким образом, выражают модельную производительность бурового насоса Q2 (м3/с), которая будет равна:
После чего в емкость для бурового раствора 4, соединенную с трубопроводами 5, погружают насос 6, соединенный с ЛАТРом 7.
Посредством установки необходимого напряжения на ЛАТРе 7 выставляют рассчитанное значение модельной производительности бурового насоса Q2 (м3/с).
Для оценки выноса шлама подбирают фильтрующую сетку с ячейками определенного размера (не показана) из расчета размера шламовых частиц, которую устанавливают на выходе из выходного патрубка 2, расположенного на имитаторе ствола скважины 1, через который исследуемый раствор со шламом поступает в уловитель шлама 8 емкости для бурового раствора 4. Запускают в работу устройство и проводят исследования.
Оценку степени выноса шлама производят по замеру его массы на выходе из имитатора скважины.
Пример
Производят расчет для определения гидравлических характеристик устройства. Исходя из начальных скважинных и модельных данных, получают следующие данные для расчета:
ρб.р=1100 кг/м3, η=0,02 Па·с, Dc1=0,2159 м, dтр1=0,127 м, Q1=30·10-3 м3/с, Dc2=0,037 м, dтр2=0,0218 м.
Рассчитывают Q2 (м3/с), исходя из формулы (3) и (4):
Claims (1)
- Способ моделирования циркуляции бурового раствора в скважине, включающий имитатор ствола скважины с выходным патрубком и имитатор бурильной колонны, циркуляционную систему с емкостью для бурового раствора, трубопроводов, насоса, отличающийся тем, что определяют свойства исследуемого бурового раствора, фиксируют промысловые значения внутреннего диаметра скважины Dc1 (м) и наружного диаметра бурильных труб dтр1 (м), проводят расчет внутреннего модельного диаметра скважины Dc2 (м) для имитатора ствола скважины с выходным патрубком и наружного модельного диаметра бурильных труб dтр2 (м) для имитатора бурильной колонны модели буровой скважины, используя геометрическое подобие, затем изготовляют имитатор ствола скважины с выходным патрубком и имитатор бурильной колонны, загружают взвешенную массу шлама в имитатор ствола скважины с выходным патрубком, устанавливают фильтрационную сетку на выходе из выходного патрубка имитатора ствола скважины, заполняют емкость для бурового раствора исследуемым раствором, устанавливают фактическую скважинную производительность Q1 (м3/с), определяют значения Рейнольдса для скважины Re1 и для модельной скважины Re2, на основе скорости течения в кольцевом пространстве Vк (м/с), которую выражают как отношение производительности Q (м3/с) к площади поперечного сечения кольцевого пространства скважины S (м2) и внутреннего диаметра скважины Dc (м), наружного диаметра бурильных труб dтр (м), плотности бурового раствора ρб.р (кг/м3), динамической вязкости η (Па·с), рассчитывают число Рейнольдса Re по общей формуле как:
;
после чего приравняют скважинное значение Рейнольдса Re1 к модельному значению Рейнольдса Re2, определяя модельную производительность бурового насоса Q2 (м3/с) как:
;
затем в емкость для бурового раствора погружают насос, соединенный с лабораторным автотрансформатором регулируемым, устанавливают необходимое напряжение на лабораторном автотрансформаторе регулируемом в зависимости от рассчитанного значения модельной производительности бурового насоса Q2 (м3/с).
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015145925/03A RU2602635C1 (ru) | 2015-10-26 | 2015-10-26 | Способ моделирования циркуляции бурового раствора в скважине |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015145925/03A RU2602635C1 (ru) | 2015-10-26 | 2015-10-26 | Способ моделирования циркуляции бурового раствора в скважине |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2602635C1 true RU2602635C1 (ru) | 2016-11-20 |
Family
ID=57760092
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2015145925/03A RU2602635C1 (ru) | 2015-10-26 | 2015-10-26 | Способ моделирования циркуляции бурового раствора в скважине |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2602635C1 (ru) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN108825144A (zh) * | 2018-05-25 | 2018-11-16 | 中国石油大学(北京) | 深水油井井身结构模拟装置 |
| CN111077011A (zh) * | 2020-01-16 | 2020-04-28 | 中国地质大学（北京） | 一种模拟井下密封件磨粒磨损过程原位在线观测试验机 |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1027377A1 (ru) * | 1982-03-25 | 1983-07-07 | Всесоюзный Научно-Исследовательский И Проектно-Конструкторский Институт По Автоматизированному Электроприводу В Промышленности,Сельском Хозяйстве И На Транспорте | Устройство управлени буровым насосом |
| RU20531U1 (ru) * | 2001-03-27 | 2001-11-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - ВНИИГАЗ" | Установка для оценки влияния реологии буровых растворов на очистку ствола наклонно направленной скважины |
| RU137682U1 (ru) * | 2013-10-16 | 2014-02-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Установка для исследования процесса сальникообразования в нефтяных и газовых скважинах |
| RU2525093C1 (ru) * | 2013-07-30 | 2014-08-10 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ прогнозирования изменения свойств призабойной зоны пласта под воздействием бурового раствора |
-
2015
- 2015-10-26 RU RU2015145925/03A patent/RU2602635C1/ru active
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1027377A1 (ru) * | 1982-03-25 | 1983-07-07 | Всесоюзный Научно-Исследовательский И Проектно-Конструкторский Институт По Автоматизированному Электроприводу В Промышленности,Сельском Хозяйстве И На Транспорте | Устройство управлени буровым насосом |
| RU20531U1 (ru) * | 2001-03-27 | 2001-11-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - ВНИИГАЗ" | Установка для оценки влияния реологии буровых растворов на очистку ствола наклонно направленной скважины |
| RU2525093C1 (ru) * | 2013-07-30 | 2014-08-10 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Способ прогнозирования изменения свойств призабойной зоны пласта под воздействием бурового раствора |
| RU137682U1 (ru) * | 2013-10-16 | 2014-02-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Установка для исследования процесса сальникообразования в нефтяных и газовых скважинах |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN108825144A (zh) * | 2018-05-25 | 2018-11-16 | 中国石油大学(北京) | 深水油井井身结构模拟装置 |
| CN108825144B (zh) * | 2018-05-25 | 2023-11-14 | 中国石油大学(北京) | 深水油井井身结构模拟装置 |
| CN111077011A (zh) * | 2020-01-16 | 2020-04-28 | 中国地质大学（北京） | 一种模拟井下密封件磨粒磨损过程原位在线观测试验机 |
| CN111077011B (zh) * | 2020-01-16 | 2024-06-11 | 中国地质大学（北京） | 一种模拟井下密封件磨粒磨损过程原位在线观测试验机 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN102518432B (zh) | 高温高压漏失地层模拟封堵测试装置 | |
| US20230408313A1 (en) | Conductivity probe fluid property measurement systems and related methods | |
| RU2502870C2 (ru) | Способы и устройство для планирования и динамического обновления операций отбора проб во время бурения в подземном пласте | |
| US10167719B2 (en) | Methods and systems for evaluation of rock permeability, porosity, and fluid composition | |
| US10024142B2 (en) | Selective extraction of fluids from subsurface wells | |
| CN103195417B (zh) | 一种模拟水平井限流分段压裂的实验方法 | |
| CN106907138A (zh) | 一种基于分布式光纤测温(dts)的压裂水平井裂缝诊断模拟实验装置及其方法 | |
| CN113565482B (zh) | 一种用于模拟水平井暂堵压裂的模拟装置和方法 | |
| CN107843513A (zh) | 水合物开采井机械筛管冲蚀评价仿真系统及其仿真测试方法 | |
| CN105804738B (zh) | 一种泥页岩井壁稳定及完整性可视化评价装置 | |
| CN108240185B (zh) | 固井冲洗效率的评价装置和方法 | |
| RU2602635C1 (ru) | Способ моделирования циркуляции бурового раствора в скважине | |
| Chen et al. | Experimental study on micron-sized sand particles transport in the water flow path of hydrates production wellbore | |
| CN104990776A (zh) | 一种模拟井下钻井液泥饼形成及冲洗液冲洗的装置 | |
| CN106401570A (zh) | 页岩气井产水的确定方法、积液的确定方法及排液方法 | |
| CN103993877A (zh) | 径向井压裂测试装置 | |
| CN102606136B (zh) | 随钻测井值响应规律模拟实验装置 | |
| CN111622745A (zh) | 环空压力测试装置及测量井漏量对环空压力影响的方法 | |
| US11262282B2 (en) | Analyzing drilling fluid rheology at a drilling site | |
| CN110929447B (zh) | 一种稠化酸酸化过程中井筒温度场数值计算方法 | |
| CN110617018B (zh) | 固井注水泥钻井液滤饼冲洗效率评价装置及方法 | |
| Ngameni | Proppant transport in horizontal wellbores using fresh water | |
| Carlsen et al. | Simultaneous continuous monitoring of the drilling-fluid friction factor and density | |
| CN102116149B (zh) | 带有三层压实砂体的圆台筒体状近井地带剪切模拟装置 | |
| CN102121381B (zh) | 圆台筒体状近井地带剪切模拟装置 |