SU1555471A1 - Method of determining the amount of slime in borehole - Google Patents
Method of determining the amount of slime in borehole Download PDFInfo
- Publication number
- SU1555471A1 SU1555471A1 SU884423441A SU4423441A SU1555471A1 SU 1555471 A1 SU1555471 A1 SU 1555471A1 SU 884423441 A SU884423441 A SU 884423441A SU 4423441 A SU4423441 A SU 4423441A SU 1555471 A1 SU1555471 A1 SU 1555471A1
- Authority
- SU
- USSR - Soviet Union
- Prior art keywords
- pressure
- drilling
- wellbore
- drilling tool
- mpa
- Prior art date
Links
Landscapes
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Изобретение относитс к бурению глубоких нефт ных и газовых скважин. Цель - упрощение способа. Замер ют давление в нагнетательной линии при спуске и периодических подъемах бурильного инструмента от забо в процессе промывки, проработки или бурени скважины. По неизменности или росту давлени при периодических подъемах бурильного инструмента суд т о зашламленности ствола скважины. 2 ил.The invention relates to the drilling of deep oil and gas wells. The goal is to simplify the way. The pressure in the injection line is measured during the descent and periodic lifting of the drilling tool from the bottom during the flushing, development or drilling of the well. By the invariance or increase in pressure during periodic lifting of the drilling tool, the wellness of the wellbore is judged. 2 Il.
Description
1one
(21)4423441/23-03(21) 4423441 / 23-03
(22)10.05.88(22) 05/10/88
(46) 07.04.90. Бюл. № 13(46) 04/07/90. Bul № 13
(71)Северо-Кавказский государственный научно-исследовательский и проектный институт(71) North Caucasus State Research and Design Institute
(72)В.А.Хуршудов, Н,И0Андрианов и З.Н.Бочарова(72) V.A. Khurshudov, N, I0Andrianov, and Z.N. Bocharova
(53) 622024 (088.8)(53) 622024 (088.8)
(56) Патент CD1A № 4495803,(56) Patent CD1A No. 4495803,
.кл. Е 21 В 47/00, опублик. 29.01.85,.cl. E 21 B 47/00, published 01/29/85,
Габуний Г.В. Некоторые вопросы очистки ствола скважины от выбуренной породы промывочной жидкостью. .Азербайджанское нефт ное хоз йство, , 1964, № 4, с. 20-23.Gabuniy G.V. Some issues of cleaning the wellbore from cuttings with flushing fluid. .Azerbaijani oil industry, 1964, no. 4, p. 20-23.
(54) СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ЗАШЛАМЛЕННОС- ТИ СТВОЛА СКВАЖИНЫ(54) METHOD FOR DETERMINING WELL-BORED WELLS
. (57) Изобретение относитс к бурению глубоких нефт ных и газовых скважин. Цель - упрощение способа. Яамер ют давление в нагнетательной линии при спуске и периодических подъемах бурильного инструмента от забо в процессе промывки, проработки или бурени скважины. По неизменности или росту давлени при периодических подъемах бурильного инструмента суд т о зашламленности ствола скважины. 2 ил.. (57) The invention relates to the drilling of deep oil and gas wells. The goal is to simplify the way. Iamer pressure in the injection line during the descent and periodic lifting of the drilling tool from the bottom in the process of washing, working out or drilling a well. By the invariance or increase in pressure during periodic lifting of the drilling tool, the wellness of the wellbore is judged. 2 Il.
Изобретение относитс к области бурени глубоких нефт ных и газовых скважин, в частности к способам контрол эашламленности стволов скважин, бур щихс в неустойчивых породах.The invention relates to the field of drilling deep oil and gas wells, in particular to methods for controlling the elapticity of wellbores drilling in unstable rocks.
Цель изобретени - упрощение способа .The purpose of the invention is to simplify the method.
На фиг.1 и 2 представлены диаграммы давлени нагнетани бурового раствора в скважину при подъеме бурильного инструмента от забо скважины .Figures 1 and 2 are diagrams of the injection pressure of the drilling fluid into the well as the drilling tool is raised from the bottom of the well.
Способ осуществл етс следующим образом.The method is carried out as follows.
При спущенном в скважину бурильном инструменте ведут бурение или проработку ствола скважины роторным способом с промывкой буровым раствором при посто нной подаче буровых насосов. Останавливают ротор и замер ют давление в нагнетательной линии .When the drilling tool is lowered into the well, drilling or drilling of the wellbore is carried out in a rotary manner with flushing of the drilling fluid at a constant supply of drilling pumps. Stop the rotor and measure the pressure in the discharge line.
Производ т отрыв бурильного инструмента от забо со скоростью не более 0,5 м/с на высоту 5-Н) м с замером давлени в нагнетательной линии . Производ т спуск бурильного инструмента на забой со скоростью 0,3-054 м/с с замером давлени в нагнетательной линии. По изменению давлени в нагнетательной линии делают вывод о зашламленчости ствола скважины. Операцию повтор ют 2-4 раза в час,The drilling tool is cut off from the bottom at a speed of no more than 0.5 m / s at a height of 5-N) m with pressure measurement in the discharge line. The drilling tool is lowered to the bottomhole at a speed of 0.3-054 m / s with pressure measurement in the injection line. From the change in pressure in the injection line, it is concluded that the wellbore is sludge. The operation is repeated 2-4 times per hour.
П р и ер. Способ проверен на скважине при бурении и проработках в интервале 3270-4610 м, сложенном отложени ми верхнего Майкопа,PR and er. The method was tested on the well during drilling and development in the range of 3270-4610 m, folded by deposits of the upper Maikop,
На фиг,1 представлен Фрагмент диаграммы давлени нагнетани бурового раствора в скважину при проработке интервала 3343-3352 с„ Проработка велась роторным способом с использованием следующего бурильногоFig. 1 shows a fragment of the injection pressure diagram of the drilling fluid in the well during the development of the interval 3343-3352 with "The development was carried out in a rotary manner using the following drilling
инструмента: долото диаметром 295,3 мм, ут желенные бурильные трубы диаметром 229 мм, длиной 62 м, бурильные трубы диаметром 140 мм.Па- раметры режима проработки: нагрузка на долото - до 50 кН, число оборотов ротора - 80 об/мин, подача насосов - 33 ЧО3 смэ/с, давление нагнетани бурового раствора - 9,2 МПа,скорость проработки - 12 м/ч,tools: a chisel with a diameter of 295.3 mm, augmented drill pipes with a diameter of 229 mm, a length of 62 m, drill pipes with a diameter of 140 mm. The parameters of the development mode: load on the bit - up to 50 kN, rotor speed - 80 rpm, pumping flow rate - 33 pho3 sm / s, drilling fluid injection pressure - 9.2 MPa, processing speed - 12 m / h,
Параметры бурового раствора: плотность - 2200 кг/мэ, условна в зкость - 30 с, показатель фильтрации - 5,2 см3/30 мин, статическое напр же- ние сдвига через 1/10 мин - 3/7,5 Па. Регистраци давлени в нагнетательной линии велась с помощью самопишущего манометра с записью диаграммы давлени в нагнетательной линии на бумажной ленте. По оси X записывалось врем в масштабе 1 мм/мин. По оси У записывалось давление в нагнетательной линии в масштабе 1 МПа/6 ммThe parameters of the drilling mud are: density — 2200 kg / me, viscosity –– 30 s, filtration rate — 5.2 cm3 / 30 min, static shear stress after 1/10 min — 3 / 7.5 Pa. The pressure in the discharge line was recorded by means of a self-recording manometer with a recording of the pressure chart in the discharge line on a paper tape. On the x axis, time was recorded on a scale of 1 mm / min. The pressure in the injection line on a scale of 1 MPa / 6 mm was recorded along the Y axis.
После остановки ротора замер ли давление в нагнетательной линии,которое составило 9,2 МПа - точка А. Произвели отрью бурильного инструмента от забо со скоростью 0,5 м/с на высоту Юме замером давлени в нагнетательной линии. При этом (фиг.1 давление в нагнетательной линии возросло до 9,5 МПа - точка В. Затем произвели спуск бурильного инструмента на забой со скоростью 0,4 м/с с замером давлени в нагнетательной линии, которое уменьшилось до 9 МПа - точка С. Замеры были произведены в , Последующие отрывы бурильного инструмента от забо также сопровож- дались ростом давлени в нагнетательной линии: в 5 № с 9 МПа - точка D до 10,5 МПа - точка Ej в 5i5 с 9 МПа точка G до 9,5 МПа - точка Н; в 540 с 9 МПа - точка Ъ.до 10 МПа - точ- ка М. При спусках бурильного инструмента на забой давление в нагнета- тельной линии уменьшалось до 9 МПа - точки F,K,N. На основании роста давAfter the rotor stopped, the pressure in the injection line was measured, which was 9.2 MPa - point A. The drill tool was removed from the bottom at a speed of 0.5 m / s to the Yume height by measuring the pressure in the discharge line. In this case (Fig. 1, the pressure in the injection line increased to 9.5 MPa - point B. Then the drilling tool was lowered to the bottomhole at a speed of 0.4 m / s with pressure measurement in the discharge line, which decreased to 9 MPa - point C Measurements were made at. Subsequent tearing of the drilling tool from the bottom was also accompanied by an increase in pressure in the injection line: in 5 No. from 9 MPa - point D to 10.5 MPa - point Ej in 5i5 from 9 MPa point G to 9.5 MPa - point Н; in 540 с 9 MPa - point b. Up to 10 MPa - point M. When the drilling tool is lowered to the bottom, the pressure in the load taline line decreased to 9 MPa - points F, K, N. Based on the increase in pressure
о about
5five
лени в нагнетательной линии при подъемах бурильного инструмента от забо в процессе проработки был сделан вывод с зашламленности ствола скважины, что подтвердилось последующей закупоркой кольцевого пространства ствола скважины накопившимс в нем шламом, приведшим к росту давлени в нагнетательной линии до 15,5 МПа - точка Q, прекращению циркул ции бурового .раствора и потере подвижности бурильного инструмента. Дл сравнени на фиг,2 приведена диаграмма давлени в нагнетательной линии, зарегистрированна при проработке интервала 3315-3320 м. По оси X записывалось врем в масштабе 1 мм/мин. По оси Y записывалось давление в нагнетательной линии в масш- , табе 1 МПа/6 мм. Параметры режима проработки и бурового раствора те же. В данном случае подъемы бурильного инструмента сопровождались закономерным снижением давлени в нагнетательной линии с 10,5 МПа - точка R до 10 МПа - точка S за счет развити отрицательных гидродинамических давлений в кольцевом пространстве ствола скважины, что свидетельствует об отсутствии зашламленности ствола скважины.laziness in the injection line during lifting of the drilling tool from the bottom in the process of working out, it was concluded that the wellbore was slammed, which was confirmed by the subsequent blockage of the annular space of the wellbore accumulated in it, which led to an increase in pressure in the injection line to 15.5 MPa - point Q, termination of the drilling fluid circulation and loss of mobility of the drilling tool. For comparison, Fig. 2 shows the pressure chart in the injection line recorded during the development of the interval 3315-3320 m. The time on a scale of 1 mm / min was recorded along the X axis. The pressure in the injection line on a scale of 1 MPa / 6 mm was recorded along the Y axis. The parameters of the development mode and the drilling fluid are the same. In this case, the rises of the boring tool were accompanied by a regular decrease in pressure in the injection line from 10.5 MPa - point R to 10 MPa - point S due to the development of negative hydrodynamic pressures in the annular space of the wellbore, which indicates the absence of sludgeiness of the wellbore.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU884423441A SU1555471A1 (en) | 1988-05-10 | 1988-05-10 | Method of determining the amount of slime in borehole |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU884423441A SU1555471A1 (en) | 1988-05-10 | 1988-05-10 | Method of determining the amount of slime in borehole |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
SU1555471A1 true SU1555471A1 (en) | 1990-04-07 |
Family
ID=21374157
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
SU884423441A SU1555471A1 (en) | 1988-05-10 | 1988-05-10 | Method of determining the amount of slime in borehole |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
SU (1) | SU1555471A1 (en) |
-
1988
- 1988-05-10 SU SU884423441A patent/SU1555471A1/en active
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
GB2396875A (en) | Active controlled bottomhole pressure system & method background of the invention | |
CN1536198A (en) | Method for measuring downhole pressure in the course of drilling operation and its equipment | |
RU2494214C1 (en) | Method for well construction | |
SU1555471A1 (en) | Method of determining the amount of slime in borehole | |
RU2606742C1 (en) | Method of well drilling | |
SU1199924A1 (en) | Method of hydrodynamic studies while drilling | |
RU2547862C1 (en) | Well drilling method | |
RU2140536C1 (en) | Method of determination of formation pressure in course of drilling | |
RU2229019C2 (en) | Method for producing gas influx from horizontal portion of well shaft | |
SU1534183A1 (en) | Method of reverse cementing of casings | |
SU1668638A1 (en) | Method of casing cementing and relevant device | |
RU1799997C (en) | Method for well completion | |
RU2132945C1 (en) | Method for investigation of absorbing beds | |
SU1712589A2 (en) | Method for locating casing string damage | |
SU1479615A1 (en) | Method of separating well annulus | |
RU1818456C (en) | Method of drilling of borehole under complicated conditions | |
SU1710693A1 (en) | Control method for drill string running in fluid showing conditions | |
RU1793047C (en) | Method for downhole gas showing control | |
RU1802107C (en) | Method for testing formations | |
SU1691513A1 (en) | Method for tapping producing formation | |
SU700642A1 (en) | Method of starting a well | |
SU1283367A1 (en) | Method of determining formation pressure in cased-in wells | |
SU1701924A1 (en) | Method of installation of pipe column in mine working | |
RU2144609C1 (en) | Method for preparing well to lowering and cementation of casing string | |
SU1201497A1 (en) | Method of investigating gas-manifesting zones with abnormally high formation pressure |