WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

   Добро пожаловать!

 

На правах рукописи

ИСАЕВ ВАЛЕРИЙ ИВАНОВИЧ

ГИДРОДИНАМИКА ДВУХФАЗНЫХ СМЕСЕЙ В ПРОЦЕССАХ БУРЕНИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

Специальность 25.00.15 – Технология бурения и освоение скважин

Автореферат

диссертации на соискание ученой степени

доктора технических наук

Москва – 2009

       Работа выполнена в Российском государственном университете нефти и газа имени И.М. Губкина

       Научный консультант                                доктор технических наук,

                                                               профессор Леонов Е.Г.

       Официальные оппоненты:                         доктор технических наук,

                                                                главный научный сотрудник

                                                               Шеберстов Е.В.

                                                                доктор технических наук,

                                                                профессор Войтенко В.С.

                                                               доктор технических наук,                                                                        профессор Гусман А.М.

                                                                       

       Ведущая организация:                                Буровая компания ОАО

                                                               «Газпром» ООО «Бургаз»

Защита состоится "_08_"_декабря_2009 г. в _15.00_ часов  в ауд.  731  на заседании  Диссертационного Совета  Д.212.200.08  при Российском государственном университете нефти и газа им. И.М. Губкина по адресу: 119991, ГСП-1, Москва, В-296, Ленинский проспект, д.65.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Российского государственного университета нефти и газа им. И.М. Губкина.

Автореферат разослан  "_____"__________________2009 г.

Ученый секретарь диссертационного совета 

доктор технических наук, профессор  Б.Е. Сомов

Общая характеристика работы

       

Актуальность темы

Моделирование многофазных (гетерогенных) течений является одним из совремённых направлений, которому в последнее время уделяется большое внимание. Этот подход позволяет изучать на совремённом уровне двухфазные течения в различных технологических устройствах, поскольку методики, основанные на теории однофазных жидкостей, не всегда дают необходимые прогнозные оценки параметров потоков. Развитие бурения привело к созданию и использованию технологических двухфазных жидкостей различной реологии, сжимаемости и концентрации фаз, например, газожидкостная смесь, аэрированная жидкость, пена, жидкость или газ с твёрдыми частицами и так далее. Следует заметить, что горную породу также можно представить в виде тяжёлого менее сжимаемого скелета, содержащего более сжимаемые флюиды. Влияние свойств таких смесей на гидродинамические процессы в скважинах как при бурении, так и при добыче неоспоримо. В частности, расчёт характеристик движения двухфазных жидкостей в элементах циркуляционной системы скважины, в том числе при взаимодействии с горными породами, необходим при проектировании технологических процессов бурения и оперативном контроле их реализации.

В литературе имеется много работ, посвящённых частным двухфазным задачам бурения. Однако, до сих пор нет обобщённой постановки для одномерных двухфазных течений, встречающихся в бурении. Развитие новых направлений в бурении дополнительно расширило область использования методов механики гетерогенных сред, например технология бурения на депрессии. Таким образом, построение обобщённой одномерной гидродинамической модели движения двухфазных смесей в различных элементах циркуляционной системы скважины при бурении и с учётом взаимодействия с пластами в репрессионном и депрессионном режимах является насущной задачей. В диссертации указаны основные задачи установившихся и неустановившихся течений при бурении скважин, постановки которых следуют из обобщённой модели. В работе приведены как известные, так и вновь поставленные и решённые задачи гидростатики и гидродинамики.

В силу вышесказанного, эффективность проектов на строительство скважин и их дальнейшая реализация существенно зависят от используемых в них моделей, что сказывается на качестве разработки месторождений, в том числе на экологической обстановке окружающей среды. Поэтому дальнейшее развитие двухфазной гидродинамики бурения является одной из важнейших задач нефтегазодобывающей отрасли и, таким образом, тема диссертации является актуальной.

       Цели диссертационной работы

       - единое систематизированное описание гидродинамических процессов в циркуляционной системе (ЦС) скважина - пласт при бурении на основе общих представлений механики и основных уравнений гидромеханики гетерогенных сред;

       - установление общих законов гидростатики ньютоновских (НЖ), неньютоновских (ННЖ) и многофазных жидкостей и их применение к технологии бурения;

       - совершенствование одномерных моделей течения двухфазных смесей в элементах циркуляционной системы скважины;

       - экспериментальное исследование процесса истечения газовых струй через слой НЖ и ННЖ;

        - создание инженерных методик гидродинамических расчетов для их использования при строительстве скважин.

       Научная новизна

       1. Разработана модель двухфазной гидродинамики основных процессов бурения, исходя из общих законов механики и уравнений гидромеханики гетерогенных сред.

       2. Обобщены законы гидростатики ньютоновских, неньютоновских жидкостей и многофазных смесей из них.

3. Созданы новые модели течения двухфазных смесей в циркуляционной системе скважины при бурении на репрессии.

4. Построена гидродинамическая модель движения двухфазной смеси при бурении скважин на депрессии.

5. Дано обоснование перехода от ламинарного течения к турбулентному при движении вязкопластической жидкости (ВПЖ) в трубах.

       6. Впервые проведены экспериментальные исследования по определению дебита аварийно фонтанирующей газовой скважины через слой жидкости. Предложены эмпирические формулы для расчёта дебита газа.

       7. Решена задача о распределении давления и температуры при движении газоконденсатной смеси в скважинах.

       8. Решена задача определения максимального дебита газоконденсатной скважины с учётом теплообмена, в том числе с мёрзлыми породами.

       

       Достоверность полученных результатов

Изложение гидромеханики бурения ведется с единых позиций механики сплошных сред и обеспечивается применением теории и практики механики гетерогенных сред, рассмотрением двухфазных задач на базе развития  общетеоретических концепций, сопоставления с известными решениями и экспериментальными данными.

       Практическая ценность работы

Практическая ценность работы определяется успешным внедрением результатов решенных задач гидродинамики двухфазных жидкостей на различных предприятиях и в учебном процессе университетов нефтегазодобывающей отрасли.

Результаты работы вошли в два учебника и пять учебных пособий, написанных диссертантом в соавторстве, в программы учебных курсов по направлению “Нефтегазовое дело”, специальностей “Бурение нефтяных и газовых скважин” и “Физические процессы нефтегазового производства”, по которым читает лекции и автор диссертации.

Материалы диссертации также используются при обучении методам ликвидации газонефтеводопроявлений на курсах повышения квалификации работников нефтегазовой промышленности в тренажёрном центре РГУ им. И.М. Губкина.

       

Апробация работы

Результаты работы докладывались, демонстрировались и одобрены на всесоюзных, всероссийских и международных съездах, конференциях и симпозиумах. Автор докладывал основные разделы диссертации на научных семинарах: в институте механики МГУ им. М.В. Ломоносова; в институте проблем нефти и газа РАН; по гидромеханике в РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина; на кафедре бурения нефтяных и газовых скважин и кафедре нефтегазовой и подземной гидромеханики РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина.

       Публикации

Основные материалы диссертации опубликованы в 43 печатных работах; из них 19 статей вышли в журналах, рекомендованных ВАК для публикации материалов по докторским диссертациям. Два учебника выпущены издательством "Недра"; один учебник, четыре учебных пособия и статьи напечатаны в других издательствах. Всего автором опубликовано 124 работы.

       

       Основные защищаемые положения

       1. Модель двухфазной гидродинамики процессов бурения.

       2. Обобщение закона гидростатики для ньютоновских и неньютоновских растворов и их многофазных смесей.

       3. Методика расчёта управления скважиной при бурении на депрессии

       4. Методика расчёта распределений давления и температуры при движении газоконденсатной смеси в скважинах.

       5. Методика расчёта максимального свободного дебита газоконденсатной скважины с учётом теплообмена как с обычными, так и мёрзлыми породами.

       6. Методика расчёта цементирования скважин стабильными двухфазными растворами.

       7. Формулы для определения перехода от ламинарного течения к турбулентному при движении вязкопластической жидкости в трубах.

       8. Формула для расчёта коэффициента гидравлических сопротивлений при турбулентном течении вязкопластического раствора в трубах.

       9. Модель и эмпирические формулы для расчёта дебита аварийно фонтанирующей газовой скважины через слой жидкости.

       

       Объем и структура работы

Диссертация состоит из введения, 8 глав, выводов и рекомендаций, библиографии, включающей 347 наименований работ отечественных и зарубежных авторов. Диссертация изложена  на 259 страницах машинописного  текста.

Благодарности

Автор выражает глубокую благодарность профессору А.И. Владимирову за постоянное внимание к выполняемой работе.

Автор выражает искреннюю признательность профессору Е.Г. Леонову, в соавторстве с которым был выполнен ряд задач, и за содержательное обсуждение основных положений диссертации.

Соискатель благодарен коллегам и соавторам работ за участие в разработке отдельных вопросов диссертации, внедрении их в практику бурения нефтяных и газовых скважин и совершенствования подготовки специалистов и переподготовки кадров для отрасли.

Содержание работы

       Во введении обоснована актуальность работы, сформулированы цель и основные задачи исследований.

В первой главе приведён обзор основных моделей многофазных (гетерогенных) сред и даются постановки задач гидромеханических многофазных течений, характерных при бурении нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин. Отмечена  пионерская работа по теории воздушного подъёмника Лоренца (1909) для нефтегазовой промышленности, в которой за исходное уравнение гидродинамической модели взято дифференциальное уравнение одномерного движения жидкости с основным предположением совместного течения газа и жидкости без относительных скоростей фаз. Эта работа послужила основой для многих работ и исследований течения смесей без относительных скоростей фаз и разработке моделей движения смесей.

В то же время шло нарастающее развитие моделей течения двухфазных и многофазных смесей в связи с развитием нефтегазового дела и применением двухфазных жидкостей не только в бурении. В работах (Н.М. Герсеванов, Б.Д. Бакланов и Р.И. Шищенко, Д. Верслюис, Т.Ф. Мур,
Г.Д. Уайльд, А.П. Крылов, А.А. Арманд, Т. Поэттман, П. Карпентер и многие другие) учитывались зависимости для истинного содержания фаз.

Прорыв в развитии теории двухфазных течений осуществил С.Г. Телетов, который, исходя из своих ранних работ, предложил (1945) осреднённые дифференциальные уравнения гидродинамики гетерогенных сред с использованием функций истинного содержания фаз, которые и в настоящее время применяются при решении задач в нефтегазовой отрасли.

Возрастающее внимание к двухфазным средам способствовало изданию монографий и учебников теоретического и прикладного характера для нефтегазовой направленности как в России, так и за рубежом следующих авторов: В.Г. Багдасаров (1947); В.А. Архангельский (1958); С.С. Кутателадзе, М.А. Стырикович (1958); К.В. Виноградов (1964); М.А. Гейман и В.И. Мусинов (1965); Г.Ф. Агаев (1966); Д.Ф. Файзуллаев (1966); А.О. Межлумов и Н.С. Макурин (1967); С. Л. Соу (1967); В.А. Мамаев, Г.Э. Одишария, Н.И. Семёнов и А.А. Точигин (1969); Г.Б. Уоллис (1969); М.С. Винарский и Н.М. Гончаренко (1969); Д.Ф. Файзуллаев, Р.С. Гурбанов и Я.М. Расизаде (1970); Дж. Хьюитт и Н. Холл-Тейлор (1970); В.А. Амиян и Н.П. Васильева (1972); Г.В. Циклаури, В.С. Данилин (1973); А.О. Межлумов (1976); Д. Баттерворс и Г. Хьюитт (1977); Р.И. Нигматулин (1978, 1987); В.А. Мамаев, Г.Э. Одишария, О.В. Клапчук и др. (1978); Д.Ф. Файзуллаев, А.И. Умаров и А.А. Шакиров (1980); В.Н. Николаевский (1984); А.Х. Мирзаджанзаде А.Х. и В.М. Ентов (1985); Е.Г. Леонов и В.И. Исаев (1987); Н.А. Гукасов (1988); В.Д. Малеванский и Е.В. Шеберстов (1990); А.И. Булатов, А.Г. Аветисов (1993-1996); А.И. Гриценко, О.В. Клапчук и Ю.А. Харченко (1994); А.А.Точигин и Г.Э. Одишария (1998); В.И. Ямпольский. (1999); Дж.П. Брил и Х. Мукерджи (1999); Ю.М. Басарыгин, А.И. Булатов, Ю.М. Проселков (2000); В.А. Сахаров и М.А. Мохов (2004); Л.Н.Полянин и В.П. Дробков (2004) и др.

       Исходя из анализа литературы, в диссертации рассмотрены проблемы гидродинамики двухфазных смесей в буровых процессах на основе уравнений одномерного течения механики гетерогенных сред.

       

       Во второй главе перечислены основные задачи гидродинамики двухфазных смесей в бурении.

       При бурении гидродинамические двухфазные процессы протекают в системе скважина - пласт, которая в простейшем виде состоит из двух частей (рис. 1): ЦС скважины, по которой жидкость, газ или их смесь, в том числе с твердыми частицами, движутся в скважине и буровой установке; один или несколько пластов пород, вскрытых скважиной. В свою очередь главными элементами (см. схему на рис. 1а) ЦС бурящейся скважины являются каналы круглого и кольцевого сечения большой протяжённости, поэтому в работе рассмотрены одномерные двухфазные течения в этих каналах при различных технологических процессах.

       

        Рис. 1. Схема циркуляционной системы вертикальной скважины и график (эпюра) распределения давлений в системе скважина-пласт при бурении на репрессии (стрелки указывают направление циркуляции):

а) Схема ЦС: 1 – кольцевое пространство (КП); 2 – бурильные трубы (БТ); 3 – утяжелённые бурильные трубы (УБТ); 4 – забойный двигатель; 5 – долото; 6 – замок; 7 - обсадная колонна; 8 – открытый (необсаженный) ствол; 9 - перекрытый слабый пласт; 10 - горная порода под башмаком последней спущенной обсадной колонны; 11 - вскрываемый пласт.

б) Распределение давлений в элементах ЦС (I – гидростатическое, II – при циркуляции в КП, III – при циркуляции в БК): 1–2,  3–4,  4–7  - за БТ; 2–3 – за замками; 7–8 – за УБТ; 8–9 - за двигателем; 9–12 – в долоте; 12–13 – в забойном двигателе; 13–14 – в УБТ; 14–15, 16–17 – внутри БТ; 15–16 – в замках.

Значения давлений: 5, 10 – пластовые давления рпл1, рпл2; 6, 11 – давления гидроразрыва (поглощения) рр1, рр2 в горной породе и нижнем вскрываемом пласте; 18 – забойное гидростатическое давление; 9 – забойное давление при циркуляции (промывке); 19 – гидростатическое давление в КП под башмаком обсадной колонны; 20 – давление в КП при промывке под башмаком; 21 – давление в стояке; 1 – давление в КП на устье.

В общем случае гидромеханическая программа работы системы скважина - пласт будет спроектирована, если найдены и согласованы распределения параметров: 1) расходов фаз; 2) давлений; 3) плотностей; 4) напряжений; 5) концентраций фаз; 6) температур; 7) геометрических размеров элементов ЦС (длина, диаметр и расположение в пространстве, глубина расположения, радиус и толщина пластов); 8) характеристик компрессоров и насосов, цементировочных агрегатов и смесительных машин (подача, давление); 9) прочностных характеристик элементов системы; 10) характеристик подъемного механизма буровой установки (скорость и ускорение при спускоподъемных операциях); 11) характеристик забойных двигателей (перепад давления при различных расходах промывочной смеси); 12) гранулометрического состава выносимого из скважины шлама.

Распределения п.п. 1-6 связаны друг с другом общими уравнениями гидродинамики в области распределений п.п. 7-12, существующих при бурении. Описание гидродинамических процессов бурения сводится к нахождению соотношений, связывающих распределения п.п. 1-12.

На рис. 2 приведен перечень  основных процессов 1.1–1.3 и 2.1–2.5 и связанных с ними задач 1.1.1–1.3.4 и 2.1.1–2.5.1, которые приходится рассматривать при бурении. Для них необходимо изучать распределения п.п. 1–12 при установившихся и неустановившихся течениях в элементах системы скважина - пласт. При решении конкретной задачи находят одно или больше распределений п.п. 1-12 так, чтобы они не противоречили остальным. Например, распределение давлений в подземной части ЦС, которое часто приходится находить при осуществлении гидромеханического процесса бурения с промывкой жидкостью или смесями.

На рис. 1б построено искомое распределение (эпюра) давлений в ЦС некоторой вертикальной скважины при бурении при заданной компоновке бурильной колонны с учетом условий: давление в стояке рст не превышает допустимого давления насоса рдоп, т.е. выполняется соответствие распределениям п.п. 2 и 9; давление в необсаженных частях скважины выше давлений в проявляющих пластах рпл1, рпл2 и не превышает давлений поглощения или гидроразрыва рр1, рр2: рпл1 < р < рр1, рпл2 < р < рр2, т.е. выполняется соответствие распределениям п. 2 и 9; расходы жидкости Qкп в КП и на забое Qзаб обеспечивают вынос шлама и которые являются одними из значений распределения п. 1; разность распределений давлений в трубах ртр и КП ркп удовлетворяет условиям прочности труб рпр: |ртр-ркп|< рпр, т.е. соответствует п.п. 2 и 9.

В различных задачах ожидаемые давления зависят от характеристик п.п. 1-12 и подразумевается, что они удовлетворяют построенной эпюре давлений (рис. 1). При расчетах не обязательно вычислять всё распределение (эпюру) давлений. Например, при отсутствии слабых или проявляющих пластов достаточно определить только давление в стояке, которое не должно превышать допустимое давление в насосе.

Таким образом, основой всех гидродинамических расчетов является нахождение распределения давлений в элементах ЦС скважины или давления в заданном сечении элемента скважины. В диссертации, в основном, приводятся постановки и решение задач, полученные автором (см. пп. 1.1, 1.3 и 2.3 на рис.2).

Рис. 2.  Перечень основных гидроаэродинамических процессов при бурении

       

       В третьей главе рассматривается система одномерных уравнений движения двухфазных смесей для решения задач движения в элементах ЦС и методы решения. Приводятся уравнения сохранения массы, движения, энергии и замыкающих функций - уравнения состояния, истинного газосодержания и гидравлических сопротивлений.

       С учётом имеющихся в литературе моделей гетерогенных сред за основу взята одномерная модель неустановившегося движения двухфазных смесей в элементах ЦС, состоящая из системы осредненных дифференциальных уравнений по живому сечению канала площадью S и замыкающих функций:

уравнений сохранения массы для каждой фазы

  (1)

       уравнения движения

  (2)

       уравнения энергии

  (3)

где φ и (1-φ) - концентрации первой и второй фаз; ρ1 и ρ2 - плотности фаз; v1 и v2 – скорости фаз; J12= - J21 – интенсивность фазовых переходов, Jm= J1m+ J2m, Qmw, JQ  – заданные суммарные интенсивности потоков массы и потока тепла фаз из внешнего пространства и за счёт конвекции; Е1= е1+ v12/2 и Е2 = е2+ v22/2 – удельные энергии фаз; е1= h1-p/ρ1 и е2= h2-p/ρ2 – внутренние энергии фаз; h1 и h2 – энтальпии фаз; χ - периметр поперечного сечения канала; α - угол отклонения канала от вертикали; z – вертикальная координата; t – время;

       уравнения состояния для обеих фаз с одинаковым давлением в фазах

p = p (ρ1,T,), p = p (ρ2,T,); 

  (4)

       теоретической или эмпирической зависимости для истинного содержания первой фазы

φ = φ(β, Fr, Re,We,-ρ,-μ, ε),

  (5)

где = Q1/(Q1+ Q2) – расходное содержание первой фазы; Q1 и Q2 – объёмные расходы фаз;-ρ - отношение плотности первой фазы к плотности второй; -μ - приведенная по воде вязкость жидкой фазы; ε - относительная шероховатость труб; Fr, Re, We – соответственно, безразмерные числа Фруда, Рейнольдса и Вебера смеси, выраженные через параметры входящие в уравнения;

       теоретической или эмпирической зависимости для коэффициента гидравлического сопротивления смеси

λm = λm(φ, Fr, Re,We,-ρ,-μ, ε).

  (6)

       Величины h1, h2, , J12, Qw находятся с привлечением термодинамических законов и опытных соотношений.

Система (1)-(6) содержит 8 уравнений с восемью неизвестными φ, ρ1, ρ2, v1, v2, p, T и λm. Следовательно, система замкнута.

       В случае многокомпонентных фаз к системе уравнений добавляются соотношения, записываемые для 2n-компонентной смеси (хi, yi):

       уравнения состояния для обеих фаз с одинаковым давлением

p = p (ρ1, T, y1,...,yn), p = p (ρ2,T,x1,...,xn); 

  (7)

       уравнение фазовых концентраций

Ф(W,η1,...,ηn ,k1,...,kn) = 0, 

  (8)

где W - мольная доля газовой фазы; ηi - мольная доля i-го компонента в смеси; ki - коэффициент распределения для i-го компонента;

       выражения для мольных концентраций компонентов yi и xi :

yi = yi(W,ηi,ki), xi = xi(W,ηi,ki), (i=1,2,...,n);

  (9)

       выражения для летучестей fi компонентов газовой и жидкой фаз:

f1i = f1i(p,T),  f2i = f2i(p,T),  f1i - f 2i  = 0, (i=1,2,...,n);

(10)

       выражения для определения расходного газосодержания β

β = β (p,T,y1,...,yn ,x1,...,xn) ;

(11)

       соотношения для динамических коэффициентов вязкости фаз:

μ1= μ1 (p,T,y1,...,yn), μ2  = μ2 (p,T,x1,...,xn);

(12)

       соотношения для энтальпий фаз:

h1  = h1 (p,T,y1,...,yn), h2  = h2 (p,T,x1,...,xn); 

(13)

       выражения для поверхностного натяжения на межфазной границе

σ= σ(p, T, y1,...,yn, x1,...,xn).

(14)

       Вид соотношений (7)-(14) известен и определяется законами термодинамики. Так как компонентный состав смеси задается, добавилось (1+5n) переменных (W, xi, yi, ki,f1i,f2i) и (7+5n) уравнений. Шесть  из этих уравнений служат для определения недостающих величин , h1, h2, μ1, μ2, σ. Таким образом, для многокомпонентной двухфазной смеси система состоит из (15+5n) уравнений с (15+5n) неизвестными и также является замкнутой.

       Система уравнений допускает аналитическое решение при обоснованных предположениях. В основном её решения получают численными методами. Для получения решения системы для задач, указанных на рис. 2, и построения, например, эпюры распределения давления, приведённой в левой части рис.1, следует задать вид функций (4)-(5) и (7)-(14), а также начальные и граничные условия, диктуемые каждой задачей.

       Система основных одномерных уравнений, которая используется для решения установившихся течений в трубах и КП в данной работе, имеет более простой вид и является следствием системы (1)-(3):

(15)

,

где ρm = φ1ρ1+(1-φ1)ρ2 - плотность смеси; G1 = ρ1φ1v1S и G2 = ρ2(1-φ1)v2S - массовые расходы фаз, Gm = G1+ G2 – массовый расход смеси, равный сумме массовых расходов смеси; h1, h2 - энтальпии первой и второй фаз; Qwm - поступивший в канал приток тепла за счёт конвекции и JQ = - из внешнего пространства вместе с обеими фазами; T0= Tn+ Г(z- zn) - температура пород в зависимости от глубины z, определённая по геотермическому градиенту Г c учётом температуры Tn нейтрального слоя на глубине zn.

       К уравнениям (15) также добавляются уравнения (4)-(5) и (7)-(14), в которых учитываются физико-химические свойства фаз.

       Для систем газ-жидкость уравнения (5) и (6) экспериментально определены в различных научно-исследовательских организациях и рядом авторов. На основе этих работ в диссертации получено обобщение, удобное для составления алгоритмов счёта и последующих расчётов на ЭВМ.

       Вид соотношений (5) и (6) зависит от структуры (режимов) течения. Обобщенная запись формул для истинного газосодержания φ для потоков в вертикальных трубах по данным ООО «Газпром ВНИИГАЗ»  имеет вид:

при  vm < va – пузырьковый или снарядный режим;

при  va vm < vr – кольцевой; (16)

при  vr vm < vcr – дисперсно-кольцевой;

при  vm > vcr  = 5 м/с – дисперсный,


       Коэффициент сопротивления λm газожидкостной двухфазной смеси представлен в виде

(17)

где - коэффициент сопротивления однофазного потока; ψ = λm/λ – приведенный коэффициент, характеризующий отклонение коэффициента сопротивления смеси от аналогичного коэффициента для однофазного потока.

       По данным ООО «Газпром ВНИИГАЗ» приведенный коэффициент сопротивления в зависимости от режима течения записан в обобщённом виде 

  (18)


       Для расчёта коэффициента сопротивления λ для однофазного потока использована формула Черчилля, которая справедлива во всем диапазоне чисел Re и является удобной для составления алгоритмов программ.

       В горизонтальных участках скважин помимо пробкового, кольцевого, дисперсно-кольцевого и дисперсного режимов течения может существовать расслоенное течение. Для этих режимов течения можно использовать те же соотношения, что и для вертикальных потоков, кроме расслоённого режима.

       В зависимости от принятой гидродинамической модели пласта с пластовым давлением рпл выражения для определения массового притока могут иметь различный вид.

       Для вычисления Jm = J1m + J2m используются соотношения вида

(19)

где A1, B1 – фильтрационные коэффициенты сопротивления пласта; pат , Tст, ρст - давление, температура, плотность при стандартных условиях; L - общая длина скважины; H - длина обсаженной части скважины; k, h - проницаемость, толщина пласта; Rк - радиус контура питания; μ* - приведенный средний коэффициент вязкости; -Z - средний коэффициент сверхсжимаемости.

       Для смесей жидкостей и газов с твердыми частицами система уравнений справедлива при скоростях потока больше критической скорости vm ≥ vcr, обеспечивающей движение смеси со всеми твёрдыми фракциями во взвешенном состоянии.

       В четвёртой главе представлена обобщённая гидростатика однофазных флюидов и многофазных смесей в поле силы тяжести. При этом уравнения гидростатики получены в новой трактовке.

Выведено обобщённое уравнение гидростатики многофазных флюидов, из которого следуют частные случаи гидростатик двухфазных смесей, однофазных НЖ и ННЖ, наиболее распространённых в практике строительства и эксплуатации скважин. Осреднённое по живому сечению канала уравнение гидростатики изотермического устойчивого или предельного равновесия многофазных НЖ и ННЖ в вертикальных и наклонных каналах в поле силы тяжести получено как предельный случай уравнения движения многофазной смеси при стремлении скоростей фаз к нулю

или

  (20)

где ρсм = Σφiρi - плотность смеси; i, ρi – концентрация и плотность i-ой фазы (i = 1...n); τст= τ0+τкап – касательное напряжение на стенке канала с учётом напряжения сдвига τ0 и капиллярного напряжения τкап; d(l) – переменный гидравлический диаметр канала, зависящий от координаты l, совпадающей с осью канала; α - угол наклона канала к вертикали z. В случае непостоянной кривизны скважины угол α - заданная функция координаты z. Для вертикального канала (α = 0) координаты l и z совпадают.

Вторые слагаемые в правых частях (20) равны нулю для смесей НЖ и ННЖ, не обладающих динамическим напряжением сдвига и при отсутствии капиллярного напряжения. Не в капиллярных каналах это слагаемое не всегда равно нулю, и, следовательно, запись гидростатического уравнения в форме (20) отличается от общепринятой. Оно также не равно нулю при наличии действия поверхностных сил различной природы, например сил поверхностного напряжения (натяжения) между стенкой канала и жидкостью и свободной поверхностью. В силу малости второго слагаемого для относительно больших диаметров труб (не капилляров), величина этого слагаемого незначительна, а в безграничной жидкости равна нулю даже при конечных и достаточно больших τст  различной природы ().

Следует отметить, что при приложении градиента давления к флюидам возникают напряжения и, непосредственно перед их сдвигом, в зависимости от направления действия градиента dp/dl, напряжения достигают своего максимума (|τстl| = τ0) при предельном равновесии. Такие флюиды широко используются в нефтепромысловой практике, особенно, при строительстве скважин.

       Из (20) следует общеизвестное основное уравнение гидростатики для однофазного флюида в поле силы тяжести, не обладающего динамическим напряжением сдвига (i = 1, τстz= τ0= 0, φI = φ1 = 1, ρI = ρ). Таким образом, для безграничного канала или величины τст/d равной нулю имеем основное уравнение гидростатики, которое обычно приводят в курсах гидродинамики dp/dz = ρg.

       В гидростатике  истинное содержание можно  представить в  виде  φ = χ/(χ+ρ1/ρ2(1-χ)). Здесь χ = /(1+) – массовое содержание первой фазы; η = а⋅ρ0/ρ2 - массовый коэффициент аэрации; а = Q0/Q2 - расходный коэффициент аэрации; ρ0 и Q0 - плотность газа и расход (подача компрессоров) при атмосферных условиях, ρ2 и Q2 - плотность жидкости и расход (подача насосов). Величины χ, η и а (при отсутствии растворимости фаз), в отличие от φ, не зависят от давления и их удобно использовать. Следует отметить, что в выражения для концентраций входят динамические переменные. В гидростатических условиях на момент запуска или останова насосов, когда отсутствуют (стабильная пена) или пока не включились механизмы оседания или всплытия, эти оценки массового содержания и коэффициента аэрации для вычисления плотности справедливы. Для учёта растворимости одной фазы в другой можно использовать закон Генри χ' = k⋅р, где χ' – часть массовой концентрации, перешедшая из одного состояния фазы в другую.

       Для интегрирования уравнения (20) и получения основного уравнения гидростатики двухфазной жидкости принято, что термодинамические уравнения состояния фаз разрешаются относительно плотности (с равными давлениями в фазах) и имеют вид линейного закона для каждой фазы

ρi = ai + bi⋅p,

где ai, bi – опытные коэффициенты (i = 1, 2).

(20)

В частном случае, когда первая фаза (например, воздух) подчиняется уравнению состояния реального газа, а вторая (например, вода) несжимаемая, то а1=0, b1=1/(-Z·R·-T) и a2=const, b2=0, где R – газовая постоянная,-Т – осреднённая температура. Если обе фазы представлены слабосжимаемыми жидкостями, то: аi=ρi0(1- βipi0), bi= ρi0βi, где βI – коэффициент сжимаемости; ρi0, pi0 – постоянные значения. Анализ уравнений состояния жидкостей, газов и твёрдых веществ, встречающихся в бурении, показал, что значения ai и bi лежат в пределах: ai = 0÷3⋅103 кг/м3, bi= 6⋅10-8÷1,3⋅10-5 кг/(м3/Па).

       С помощью выражения (21) получено аналитическое решение (20) в зависимости от знака дискриминанта Δ = 4A1 C1 – B12, которое при α = const имеет вид

при Δ > 0;

при Δ < 0;

при Δ = 0,

(21)

A = kp(b1 – b2); B = b2χ+ b1(1-χ)+kp(a1 – a2); C = a2χ+ a1(1-χ); A1 = b1b2+ D⋅kp(b1 – b2); B1 = a1b2+ a2b1+D⋅B; C1 = a1a2+D⋅C; D = 4τ0 /(d⋅g⋅cosα);

h – вертикальное расстояние между заданными горизонтальными плоскостями.

       Выражения (22) являются обобщённой записью уравнений гидростатики двухфазных смесей и в пределе – для всех видов однофазных флюидов. Непосредственный расчёт давления по (22) можно проводить с помощью номограмм для определённого флюида.

       При kp = 0 получаем гидростатику смеси газа и несжимаемой жидкости, или смесь газа со шламом (в момент остановки). Для таких смесей a1 = 0 и b2 =0 и дискриминант всегда отрицателен Δ = -[a2b1+D⋅b1(1-χ)]2 < 0. Дискриминант может оказаться положительным, так как его знак зависит от величины и знака динамического напряжения сдвига τ0.

       Если фазы несжимаемые, например смесь промывочной жидкости со шламом или две несмешивающиеся жидкости, то b1 = b2 = 0 и дискриминант равен нулю Δ = 0. Дискриминант равен также нулю, когда и a1 = 0  и а2 = 0, то есть флюид является двухкомпонентной однофазной смесью двух газов.

       В диссертации приведена классификация гидростатик для разных видов термодинамических уравнений фаз с нулевыми или ненулевыми коэффициентами ai и bi (i = 1, 2). Из классификации выделены уравнения гидростатик, наиболее востребованные для расчётов в бурении и эксплуатации скважин.

       По полученным новым формулам (22) можно рассчитать распределение гидростатического давления двухфазных смесей с различной сжимаемостью и концентрацией фаз. Показано, что при одинаковой исходной плотности различных двухфазных сред смеси из несжимаемых или слабосжимаемых фаз могут создавать меньшее гидростатическое давление по сравнению с газожидкостной смесью за счёт специально подобранных концентраций и коэффициентов в формулах для термодинамических уравнений состояния.

       Известно из опыта, что однофазная НЖ в зависимости от лиофильной или диофильной поверхности капилляра занимает разные положения равновесия. Радиус капилляра r связан с радиусом мениска r0 и краевым углом α, а поверхностное натяжение σ на стенке капилляра выражается через касательное напряжение τкап и капиллярное поднятие h. При равновесии жидкости в капилляре градиент давления равен нулю. Используя зависимость и нулевой градиент давления в (20), получена формула для высоты капиллярного поднятия жидкости, в том числе с τ0 ≠ 0, с учётом гидростатического давления газовой фазы ρ0gh

(22)

При τ0 = 0 формула (23) переходит в формулу Жюрена. Формула (23) также легко обобщается и на большее количество фаз.

       Для горизонтального капилляра в основном уравнении гидростатики (20) отсутствуют гравитационные силы при τ0 ≠ 0 или τ0 = 0. Из (20) при τ0 = 0 также следует, что пока не преодолены капиллярные силы, то есть не создан градиент давления, превосходящий значения правой части уравнения, движения жидкости в капилляре не будет. Вода не обладает динамическим напряжением сдвига (τ0 = 0), поэтому предельный градиент сдвигу, возникающий при страгивании воды в пористых средах, необходим лишь для преодоления капиллярного сопротивления.

       Законы гидростатики применены к задаче цементирования скважин стабильными пеноцементными растворами с использованием решений (22).

       Цементирование скважин пеноцементными растворами

       Расчёт цементирования скважин пеноцементными растворами позволяет оценить основные параметры его режима при постоянной и переменной степени газирования раствора. В основу расчёта положено выполнение условия поддержания требуемых свойств газожидкостной смеси (плотности, степени аэрации, переменной или постоянной) в КП скважины от устья или до наиболее “слабого” поглощающего пласта, в результате чего пластовое давление уравновешивается давлением столба газожидкостной смеси и исключаются поглощения.

       Предполагается, что пеноцементный раствор – стабильная двухфазная система (жидкость+газ). Пузырьки газа в растворе распределены равномерно и непрерывно, давление в жидкой и газовой фазах равны. Растворимость газа в твёрдой и жидкой фазах и влияние температуры экзотермии при гидратации незначительны. Во время закачки и продавливания раствора в скважину относительные скорости в газожидкостной смеси отсутствуют.

       В диссертации приведены решения следующих задач с целью выбора режимов работы цементировочных агрегатов (ЦА) и компрессоров при цементировании с переменной и постоянной степенью газирования:

      а) без наличия в верхней части кольцевого пространства скважины столба  из  “чистого” (негазированного) цементного раствора;

      б) при наличии в верхней части кольцевого пространства скважины столба “чистого” цементного раствора, обеспечивающего стабильность пеноцементного раствора и требуемые параметры пеноцементного камня.

       На рис. 3 по результатам расчётов для первой задачи показаны характеристики работы насосов цементировочных агрегатов и компрессоров.

Рис. 3. Режимы работы насосов цементировочных агрегатов и компрессоров СД 9/101 во времени: 1, 2 – расчётная и рекомендуемая ступенчатая подачи насосов ЦА; 3 – подача компрессоров; 4 – степень аэрации. Шаг аппроксимации по подаче насосов выбран согласно паспортной характеристике насосов 9Т.

       В пятой главе рассмотрены задачи установившегося движения однофазных НЖ и ННЖ в элементах ЦС бурящейся скважины.

       Основные уравнения установившегося движения в каналах ЦС следуют из общей системы уравнений (1) - (3), если в ней принять φ =1. Для полноты изложения даются методики расчёта как ламинарных, так и турбулентных течений НЖ и ННЖ с применением известных решений для ряда технологических задач бурения нефтяных и газовых скважин.

       В частности, автором показано, что формула для коэффициента гидравлических сопротивлений λ при ламинарном течении ВПЖ в круглых каналах

(23)

в результате предельного перехода при τ0 → 0 переходит в решение для НЖ

так как

       Для ламинарного течения ВПЖ в круговой щели известное решение относительно расхода Q представлено в безразмерном виде

,

(24)

где β = 2τ0./(Н∂р/∂r) > 0; Se = τ0.π r Н2/(|Q|) - число Сен-Венана для течения в круговой щели; Н – раскрытие щели; r – текущий радиус щели; η – динамический коэффициент вязкости ВПЖ. График зависимости (25) показан на рис. 4.

Рис. 4. Кривая зависимости β = β(Se) для круговой щели

       Следует заметить, что если β > 0, то Q < 0. Этот случай соответствует притоку, если β < 0 и Q > 0 - поглощению.

       Для расчёта перепада давлений с использованием (25) следует вычислить число Sе = τ0Н/(2v) при r = rк, из рис. 4 найти |β| и определить перепад по формуле  , где ; rк – радиус контура; rс – радиус скважины. Последняя формула преобразована к виду формулы Дарси-Вейсбаха и получен коэффициент гидравлических сопротивлений при течении в круговой щели ВПЖ, который переходит в коэффициент для течения НЖ при τ0 → 0

(25)

       Для развитого турбулентного течения ВПЖ в трубах получен коэффициент гидравлических сопротивлений, который переходит в коэффициент гидравлических сопротивлений по Альтшулю для НЖ при τ0 → 0 (Не → 0):

  (26)

       Известно, что переходный режим для НЖ наступает при критическом числе Рейнольдса Reкр = 2100. Основой для определения чисел Reкр для ВПЖ и степенных жидкостей (СЖ) является гипотеза, что при приближении свойств ННЖ к НЖ, кривые гидростатических сопротивлений приближаются к кривым гидравлических сопротивлений для НЖ. При очень больших числах Re жидкости с любыми физическими свойствами имеют одну асимптотическую область автомодельности гидравлических сопротивлений в гидравлически гладких трубах. Зависимость Блазиуса λ = 0,316Re-0,25 на графике Никурадзе (рис. 5) пересекает кривую ламинарного режима λ = 64/Re при числе Re = 1187 < Reкр = 2100, а точка пересечения является началом отклонения течения от ламинарного режима.

Рис. 5. Зависимости для коэффициента сопротивления в гидравлически гладких трубах:

1 - по Пуазейлю; 2, 2′ - переходный режим для НЖ и ВПЖ; 3, 4 – для турбулентного режима  вязкой жидкости (Не = 0); 4, 5 - для критических режимов; 6 - по Букингему; 4, 7 - для турбулентного режима ВПЖ в гладких трубах в зависимости от параметра Не

В дальнейшем для ВПЖ в качестве критической кривой принята линия 5 (см. рис. 5), соединяющая две предельные области, общие для НЖ и ВПЖ. Эта линия соединяет две точки: первая с координатами Reкр = 2100 и λкр = 0,03048 соответствует началу переходного режима вязких жидкостей и является предельной для начала переходных режимов течений ВПЖ при приближении их свойств к вязким; вторая с координатами Reкр = 3,7⋅105 и λкр = 0,0128 определяет начало автомодельного режима течения жидкостей. Уравнение линии 5 имеет вид

(27)

Для ВПЖ при ламинарном течении зависимость коэффициента λ от чисел Re известна - это формула (24). Подставляя в неё Re = Reкр, получаем формулу, связывающую λкр, Reкр и параметры Не или Se

  (28)

При Reкр ≥ 3,7⋅105 можно принять λкр = 0,0128.

Исключением λкр из уравнений (29) и (28), и подстановкой Reкр в зависимость, которая связывает числа Re, Не и β при течении ВПЖ в круглой трубе

,

получена система уравнений для определения критических чисел Reкр

  (29)

       В результате численного расчета системы (30) найдена зависимость Reкр = f(He), которая хорошо соответствует формуле, полученной Е.М. Соловьёвым при обработке теоретического и опытного материала по течению ВПЖ, включая буровые растворы, Reкр = 2100 + 7,3(Не)0,58.

       Подставляя в (28) λкр = 0,0128 и заменяя  f = Se/8β при больших значениях He/Re её аппроксимацией f = 0,125He/Re, имеем Переходя к размерным величинам, получаем формулу Б.С. Филатова для критической скорости при автомодельном турбулентном течении в гладких трубах. При Не < 4⋅104 эта формула становится неточной.

       Таким образом, дано обоснование формул для критических чисел Рейнольдса при движении ВПЖ в круглых трубах и кольцевых каналах.

       Проводя аналогичные рассуждения, в работе получены выражения для критических чисел при течении в трубах (δ = 0) степенной жидкости (СЖ).

       Подобные формулы для ВПЖ и СЖ можно  получить и для кольцевого канала при δ ≠ 0, однако для кольцевых каналов недостаточно экспериментальных данных, чтобы подтвердить их. В этом случае в первом приближении можно пользоваться для определения чисел Reкр формулой Е.М. Соловьёва, подставляя в неё значение гидравлического диаметра dг = dс - dн.

       В шестой главе рассмотрены установившиеся изотермические течения двухфазных смесей в элементах ЦС.

       Приводится постановка задач для двухфазных течений в различных элементах ЦС бурящейся скважины. Впервые дана постановка и решена задача двухфазного течения во всей ЦС с применением аэрированной промывочной жидкости.

Одномерные уравнения установившегося движения двухфазных смесей в элементах циркуляционной системы скважины. При установившемся ламинарном или турбулентном течении и при отсутствии фазовых переходов система уравнений (15) для газожидкостной смеси записана в виде:

уравнение движения

(30)

где знак плюс берётся для восходящего потока и минус – для нисходящего;

уравнения сохранения массы

,  ;

(31)

термодинамические уравнения состояния

где -z, -T - усреднённые значения коэффициента сверхсжимаемости и температуры по глубине скважины;

       уравнение концентрации для первой фазы

;

  (33)

       уравнение для коэффициента гидравлических сопротивлений смеси

.

(34)

       Вводя безразмерные переменные , , преобразуем уравнение движения (31) к виду

(35)

где - число Фруда; - массовый коэффициент аэрации; Q0, ρ0 - объёмный расход и плотность газа при нормальных условиях (Т0, р0); - расходный коэффициент аэрации.

       Уравнение (36) можно также разрешить и относительно производной от истинного газосодержания

(36)

       Дифференциальные уравнения (36) и (37) в работе использованы для вычисления распределения давления или газосодержания φ вдоль канала.

       Для восходящего газожидкостного потока в трубах известно решение Шеберстова - Леонова, которое получено для системы уравнений (31)-(34) с использованием функции истинного газосодержания в виде

при ; при ,

  (37)

где - расходное газосодержание.

Полученное ими решение сведено к соотношению

N = M + lgM,

(38)

где М – некоторая линейная функция от искомого давления р, а N может быть вычислено по известным исходным данным.

       Для нисходящего двухфазного течения автором диссертации  предложена аппроксимационная формула для функции истинного газосодержания:

для 0,21 ≤ Fr ≤ 5; для Fr > 5.

(39)

       Коэффициент λс для нисходящего потока несколько выше, чем для восходящего, принимается постоянным и равным в среднем 0,06.

Используя полученное значение для φ и подставляя в (40) значения чисел Fr  и β, опуская часть инерционного члена, уравнение движения записано в виде

, где 

и получено его аналитическое решение

.

(40)

В отличие от восходящего потока, когда правая часть уравнения движения всегда положительна, в нисходящем потоке возможен случай отрицательного градиента давления или равенства его нулю. Поэтому с ростом глубины скважины давление в нисходящем потоке может как убывать, так и возрастать. Это связано с наличием знака минус в уравнении движения (37). При этом течение может быть неустойчивым.

       Чтобы удобнее пользоваться формулой (41) для нахождения на входе в трубы одного типоразмера, если известно давление на выходе, она сведена к уравнению относительно числа М, для нахождения которого построена номограмма (рис. 6)

,

где ;

(41)

При α = 0 эта формула переходит в формулу (39)

Рис. 6. Графики для определения чисел М: а – для случаев: 1 – 0 < N < 5 (за БТ, УБТ, турбобуром, в долоте), 2 – N < 5 в турбобуре), 3 - α > 1, M00 < 0, -1,5 < N < 0 (внутри БТ, УБТ), кривые 1 и 2 построены в положительных координатах, кривая 3 – в отрицательных;  б – верхнее семейство кривых: α = 0 (за УБТ, БТ и турбобуром), α ≤ 1, M00 > 0, (в УБТ и БТ); нижнее семейство кривых: α≤ 1, M00 < 0 (в УБТ и БТ) (см. рис. 1)

       Последовательность расчёта давлений с помощью (42) следующая. По исходным данным (L, d1, d2, pт и т.д.) определяют числа η', M0, α, N и знак числа М00 = М0-0,217α. По соответствующей кривой рис. 6 находят число М. После вычисления числа М рассчитывают искомое давление , или в размерном виде .

       Случай М0-0,217α = 0 соответствует значению градиента. При этом течение неустойчивое и при движении нисходящего потока давление по длине участка трубы данного диаметра не меняется (p = const).

       На основе общего подхода автором получены методы расчёта и для других элементов ЦС с использованием номограммы (рис. 6). Представленная модель служит для расчётов распределения давления при изотермическом движении двухфазных смесей в элементах ЦС.

       

Одномерное установившееся неизотермическое течение двухфазных смесей. В общем случае не удаётся для таких задач найти аналитическое решение. Для удобства получения численного решения система уравнений (1) – (3) разрешена относительно градиентов давления и температуры в виде системы обыкновенных дифференциальных уравнений


(42)

.

       По уравнениям (43) при граничных условиях р=р0 и T = T0, при z = z0  c использованием формулы для притока Jm в виде (43) получены уточнённые распределения давлений по стволу скважин месторождения Карачаганак (рис. 7).

Определение подачи бурового раствора, необходимой для очистки скважины от шлама. В диссертации решены задачи по определению необходимого расхода несжимаемой жидкости для выноса твёрдой частицы при её нахождении у стенки канала.

       Обтекание частицы однофазными (НЖ, ВПЖ и СЖ) и многофазными потоками около стенки отличается от обтекания в безграничном потоке. Если принять, что частичка имеет сферическую форму, то это предположение даёт заниженные оценки коэффициента сопротивления Сw и, тем самым, завышается скорость страгивания частицы vc в нужную сторону, гарантирующую транспорт частиц. В результате получены оценки необходимого расхода насосов для выноса шлама.

Рис. 7. Сравнение результатов расчётов распределения давления в скважинах №109 и №121 месторождения Карачаганак: 1,3 – по разработанной модели; 2,4 – по методике Ю.П. Коротаева и др.; ⊗ - по формуле Г.А. Адамова; * – по методике ВолгоУралНИПИгаза; d–  промысловые замеры.

       В работе используется формула для скорости страгивания частички в виде , где dч – диаметр частицы; ρж – плотность жидкости; - эффективное ускорение свободного падения, К – коэффициент пропорциональности; μт- коэффициент трения между частицей, стенкой и другими частицами, определяемый экспериментально.

       Решены задачи страгивания частицы при её обтекании ламинарным и турбулентным потоками НЖ, ВПЖ и СЖ в плоской щели в случае, если скорость жидкости в точке расположения центра частицы превысит её скорость витания. Схемы обтекания показаны на рис. 8 и 9.

Рис. 8. Течение в плоской щели: dч - эквивалентный диаметр частицы шлама, Н - величина зазора, W(r) - профиль скорости течения НЖ или СЖ.

Рис. 9. Течение в плоской щели: dч - эквивалентный диаметр частицы шлама, Н - величина зазора, Н0 – размер ядра,W(r) - профиль скорости течения ВПЖ

В диссертации приводятся формулы для расчёта необходимого расхода для движения частицы. Дана графическая иллюстрация режимов обтекания частиц потоками НЖ, где выделены области выноса частиц (в зависимости от чисел Re обтекания частицы и чисел Re потока) с целью выбора соответствующих расчётных формул. Дана методика и примеры расчётов скорости страгивания частиц в потоках жидкостей.

       В седьмой главе рассмотрено неустановившееся течение двухфазных смесей.

       Одномерные уравнения неустановившегося движения двухфазных смесей в элементах циркуляционной системы скважины.

       В систему одномерных уравнений входят уравнения сохранения массы, движения и энергии  в безразмерных переменных:

  (44)

       При задании уравнений состояния фаз (33), замыкающих функций (34) и (35), используя термодинамические законы для энтальпий фаз hi, начальные и граничные условия, можно получить численные решения системы (45).

       В диссертации приведены решения ряда задач неустановившегося течения смесей по определению дебита аварийно фонтанирующей скважины и определения параметров глушения аварийных газовых и газоконденсатных скважин.

       Сопряжённая задача теплообмена при эксплуатации и аварийном фонтанировании газоконденсатной скважины в многолетнемерзлых породах (ММП).

       На месторождениях Крайнего Севера, характерной особенностью которых является наличие ММП, последствия аварийного фонтанирования усугубляются протаиванием породы. Для расчета радиуса протаивания необходимо знать распределение температуры в стволе скважины и его изменение во времени. Для исследования движения флюида по стволу скважины, пробуренной в многолетнемерзлых породах, решена сопряженная задача течения флюида (газа, газоконденсатной смеси, нефти) в скважине с учётом теплообмена в окружающей породе. При этом течение в скважине можно принять стационарным, так как по предварительным оценкам характерные времена (время прохождения флюида по стволу скважины и время изменения температуры грунта у стенки скважины на 1°С) различаются на 2 - 3 порядка.

       1. Для движения газоконденсатной, т.е. двухфазной многокомпонентной смеси, по стволу скважины использована постановка задачи при следующих предположениях: движение в скважине установившееся и одномерное; давления и температуры фаз одинаковы и постоянны по сечению скважины; в каждом сечении выполняются условия локального термодинамического равновесия для объема смеси, проходящего через него в единицу времени.

       Для интегрирования системы (43) при известном массовом расходе газа Gm задаются начальные условия в виде p(H) = p*, T(H) = T*, где H - глубина скважины, а p*, T* - давление и температура на забое. В случае аварийного фонтанирования скважины величины p*, T* являются неизвестными и нужно задать ещё два условия. Первое является индикаторной кривой пласта pпл2-(p*)2 = A·Gm+B·Gm2, где pпл – известное пластовое давление; А, В - фильтрационные коэффициенты, полученные при исследовании скважин на стационарном режиме. При аварийном фонтанировании на устье скважины (z = 0) может возникнуть критический режим истечения, откуда следует второе условие: ∂p/∂z→∞, ∂T/∂z→∞ при z→0.

       2. Для определения температуры Тс на стенке скважины необходимо решить задачу о теплообмене скважины с окружающей породой.

       Течение в скважине принято стационарным, а тепловое поле в породе нестационарным. В момент времени t = 0 температура Тс определяется геотермическим градиентом. Из системы уравнений находятся функции p(z) и T(z) при заданных значениях p*, T* и Gm,. Считая, что в течение некоторого промежутка времени T(z) остаётся постоянной, производим расчет внешнего поля температуры и находим новое значение Tс(z). Расчет ведется до изменения Tс(z) на заданную величину ΔT. По значениям Tс(z) и вычисленным p*, T* и Gm находим новые зависимости p(z), T(z) в скважине и продолжаем расчет внешнего поля температуры. Затем снова находим p(z) и T(z) в стволе  и т. д.

       При выводе уравнений температурного поля в породе принято, что: фазовые превращения воды в породах происходят при 00С, вертикальные потоки тепла в области теплового влияния скважины малы по сравнению с радиальными, поток тепла в скважине за счет теплопроводности мал по сравнению с конвективным.

       Первоначально, при 0 ≤ z ≤ h порода является многолетнемёрзлой, а при  h ≤ z ≤ H - немёрзлой. В многолетнемерзлых породах выделены два этапа. На первом этапе порода предполагается мерзлой с температурой T < 00С. Начало второго этапа соответствует обращению в нуль температуры породы на стенке скважины. В породе выделяются две зоны - талая и мерзлая, отделенные границей фазового (агрегатного) перехода, распространяющейся от стенки скважины во времени.

       Во всех случаях распределение температуры в породе описывается уравнением теплопроводности в безразмерной форме

,

(45)

где θi = Ti/T; t = τ/τ0; r = ξ/r0; χI = aiτ0/r02; i = 1 относится к талой породе, i = 2 – к мерзлой, i = 3 – к немерзлой; ai - температуропроводность; r0 - радиус скважины; τ0 - характерное время; T - температура в стволе; ξ - текущий радиус; τ - время.

       На первом этапе, когда идет прогрев мерзлой породы, начальное и граничные условия имеют вид

       Здесь tм = t/τ0 соответствует моменту начала протаивания мерзлой породы, θ=Тм/Т - начальное распределение температуры в мерзлой породе.

       На втором этапе, когда в породе две зоны из талых и мерзлых пород, уравнение (46) дополняется условиями

       В немёрзлой зоне (ниже зоны мерзлоты) при i = 3 имеем

где k - коэффициент теплопередачи, λ1* - коэффициент теплопроводности, q - удельная теплота фазового перехода вода в лёд, ρL - массовое содержание льда в породе, T(ξ) - распределение температуры в породе при τ τм, T0(z) - начальное распределение температуры в немерзлой породе, ξ(τ) - подвижная граница фазового перехода (радиус протаивания).

       Вместо условий на бесконечности вводится радиус теплового влияния R(t), на котором выполняются условия

       При решении задачи использованы интегральные методы.

       3. Для выполнения вычислений создан пакет программ. Ниже приведены результаты расчета для типовой скважины п-ова Ямал, где толщина слоя многолетнемерзлой породы h = 250 м. Мольный состав добываемого многокомпонентного флюида, %: СН4 - 96,37; С2Н6 - 2,89; C3H5 - 0,05; С4Н10 - 0,03: С5 - 0,01; СО2 - 0,22; N2 - 0,43.

       Расчеты свободного дебита сделаны для двух вариантов.

В первом - фонтан возник непосредственно при пуске скважины в эксплуатацию (без учета протаивания). Получено: свободный дебит Q0 = 4,22·106 м3/сут, давление и температура на устье скважины р(0) = 0,84 МПа, Т(0) = 247 К. Температура на стенке скважины соответствовала геотермической. Во втором варианте фонтан возник через 352 дня после начала эксплуатации. Получено: свободный дебит Q0 = 4,4·106 м3/сутки; p(0) = 1,03 МПа; Т(0) = 257 К.

Для обоих случаев в работе приведены расчётные зависимости изменения давления p(z) и температуры T(z) по глубине скважины. Численные расчёты изменения радиуса протаивания ξ(t) от времени приведены в работе для глубин z = 200, 100 и 0 м. Изменение внешнего температурного поля вследствие прогрева и протаивания породы почти не влияет на величину дебита, но заметно сказывается на устьевом давлении и температуре. Из расчетов следует, что на всех глубинах граница ξ(t) монотонно растет с увеличением времени, причем особенно резко в начальный период эксплуатации скважины. Расчеты также показали, что предварительные оценки соотношения характерных времен для процессов в скважине и породе были верны.

       По заказу промышленности серия расчетов была проведена для скважин п-ова Ямал.

       Расчёт плотности и подачи задавочной жидкости для глушения открытого газового фонтана.

Аварийное фонтанирование может возникать как при бурении скважины, так и эксплуатации. Для глушения фонтана необходимо знать свободный дебит.

Один из основных способов ликвидации открытых газовых фонтанов - закачка задавочной жидкости в поток фонтанирующего газа через наклонно направленные скважины, соединённые непосредственно или трещиной гидроразрыва с фонтанирующей. Величина свободного дебита, подача и необходимое количество задавочной жидкости являются важнейшими параметрами для правильного выбора наземного насосного оборудования, запаса жидкости, проектирования конструкции наклонных скважин.

За начало отсчёта (t=0) процесса глушения скважины принят момент начала подачи задавочной жидкости плотностью ρp с постоянным расходом Qз по наклонной скважине в ствол фонтанирующей скважины с дебитом газа Q0, который известен или может быть найден.

При глушении в пласте и в призабойной зоне скважины движется газ, а в трубном и (или) кольцевом пространстве - газожидкостная смесь. Жидкость, продвигаясь к устью, увеличивает забойное давление pз, уменьшая приток газа. То есть, в стволе скважины имеет место неустановившееся течение двухфазной жидкости. Глушение произойдёт, когда pз станет равным или больше пластового. Считается, что задавочная жидкость - несжимаемая, газ подчиняется закону (33), фазовых переходов нет, фазы движутся с равными скоростями (φ = ), движение изотермическое и турбулентное (λ = const), инерцией пренебрегается.

При сделанных предположениях система (45) сильно упрощается и получается, как частный случай, система, состоящая из уравнений сохранения массы для газа и задавочной жидкости, уравнений движения газожидкостной смеси и уравнения индикаторной кривой пласта:

,  ;

;

  (46)

.

В качестве начальных условий (t = 0) взяты постоянные распределения давлений в пласте и скважине (дебит фонтана Q0 = const), поскольку до начала глушения течение газа в системе скважина - пласт установившееся. Граничные условия: устьевое давление и расход задавочной жидкости постоянны при t > 0.

В.Д. Малеванский, Е.В. Шеберстов и Е.Г. Леонов использовали систему (47) для определения параметров глушения.

В диссертации, для оперативного поиска параметров глушения, решение системы (47) представлено в безразмерных переменных. В результате расчётов создан альбом графиков для выбора режимов глушения фонтанов. Например, на рис. 10 показаны два типичных графика при L/dc =1600.

Рис. 10. Зависимости  от Sh при рпл/ру = 2 и различных безразмерных переменных Gr для глушения газовых фонтанов. Другие графики в альбоме также выполнены в указанных координатах для различных отношений пластового давления рпл к забойному давлению рзо . На рисунке ρ2 – плотность воды.

Каждый график представляет собой набор кривых для заданных параметров. Чтобы использовать альбом, по исходным данным рассчитывают забойное давление р30 для движения чистого газа, находят параметры рпл/ру, рпл/(ρ3gL), рпл/р30. Выбирают нужную кривую глушения фонтана. Задавшись определённым объёмом V задавочной жидкости и вычислив число Sh = V/Vскв, с помощью соответствующей кривой находят значение и производительность насосов по формуле .

       Неустановившееся течение газожидкостной смеси при бурении на депрессии.

Рассмотрено движение раствора в бурящейся скважине с непрерывным поступлением с забоя флюида с заданным расходом Qпл на некоторой глубине Канчуренского ПХГ.

При бурении с заданной депрессией на пласт требуется определить давление рстояк в стояке и давление ркп в КП перед штуцером для поддержания необходимой депрессии на пласт. Информация об изменении давления в стояке дают возможность управлять безаварийным процессом бурения.

       В диссертации использована изотермическая постановка задачи (31) - (35). Для скважины Канчуринского ПХГ численное решение представлено в виде изменения давления в стояке, которого следует придерживаться при бурении, чтобы сохранить заданную депрессию (рис. 11)

Рис. 11. Поддержание заданной депрессии при нестационарном течении газированного раствора регулированием штуцера: Δршттр = 6,84 бар – требуемое давление для поддержания депрессии без притока; Δршттр = 10 бар – требуемое давление на штуцере с притоком перед герметизацией; Δрштгаз = 36 бар - требуемое давление на штуцере (газ на устье); tmin = 24 мин – минимальное время, через которое газ появляется на устье; 1 мин – интервал времени регулирования.

       

       В восьмой главе рассмотрены барботажные и струйные течения при бурении.

       Исследование течения «нулевой подачи».

       При переходе с промывки на бурение с продувкой воздухом необходимо рассчитать производительность компрессоров, обеспечивающих вынос жидкости из скважины. При поступлении пластовых вод в скважину производительность компрессоров для выноса жидкости соизмерима с производительностью компрессоров для выноса шлама. До выноса жидкости из скважины существует режим течения – «нулевая подача», при котором скорость жидкой фазы  w2 = 0.        Поэтому автором были использованы известные опытные данные из литературы, дополненные исследованиями газосодержания φ на лабораторной установке при числах Fr < 0,1.

       Установка состояла из стеклянной круглой вертикальной трубы с внутренним диаметром D = 79 мм, к нижнему концу которой был присоединен газопровод. Расход газа Q0 измеряли расходомером. Измеряли начальную высоту столба чистой жидкости h и высоту газожидкостного столба H при установившемся движении газа с заданным числом Фруда где За верхнюю границу высоты H принимали поверхность раздела между газожидкостным столбом и образовавшейся пеной. Вычисляли величину водосодержания .

       Полученные опытные данные аппроксимированы формулами, коэффициенты которых получены методом наименьших квадратов:

при Fr ≤ 130 и  при Fr > 130.

(48)

       Задача распределения давления в режиме «нулевая подача».

       Для данной изотермической задачи уравнение движения следует из (45), если принять скорость жидкости w2 = 0 и пренебречь инерционным членом

, где  φ = φ(Fr),  β = 1,        λc = λ0 = const.

  (47)

       В работе путём обработки опытных данных получены явные выражения для газосодержания

для Fr ≤ 130; для Fr ≤ 130

и найден интеграл уравнения (49) с граничными условиями = при ξ = 0

при Δ>0;


при Δ< 0;

  (50)

при Δ = 0.

       В диссертации приведена методика расчета перепада давлений в скважине по полученному решению (50) при режиме течения «нулевая подача». Приведены примеры расчётов давления в обводнённой газовой скважине № 81 Ставропольского месторождения, работавшей при «нулевом режиме».

Для расчетов давления в скважине по формулам (5048) предложен простой метод. Результаты расчетов давления столба газированной нефти по предложенной модели удовлетворительно совпадают с промысловыми данными Ю.Г. Валишина для чисел Fr < 0,1. Расчеты по предлагаемой методике также достаточно хорошо совпадают с данными А.Ф. Мусаева.

       Истечение струи газа через слой жидкости.

       В диссертации приведены результаты экспериментального исследования гидродинамического образования (газожидкостного бугра), вызванного восходящей вертикальной струёй газа на границе воздуха и расположенного ниже слоя жидкости. Эти исследования проводились автором диссертации в различные годы на установках, которые постоянно совершенствовались и диапазон изменений исследуемых параметров расширялся.

       Схема последней установки, на которой можно проводить компьютерную обработку параметров изучаемого явления, представлена на рис. 12. Бак 1 (350×400×300 мм) из прозрачного органического стекла заполняется водой до некоторого уровня. Сменные насадки устанавливаются на держателе 2, положение которого может изменяться по отношению к поверхности воды как по высоте, так и по углу наклона струи вытекающей из насадка. Воздух подаётся к насадку от компрессора 3. Для сглаживания пульсаций газа установлен ресивер 4, давление в котором регулируется краном 5 и измеряется образцовым манометром. Давление газа в подводящей трубке к насадку измеряется с помощью датчика 6 типа MPX фирмы «Motorola». Для измерения расхода газа создан малоинерционный расходомер 7 тахометрического типа с электронным преобразователем сигнала на базе анемометра AM 402.

Рис. 12. Схема экспериментальной установки для изучения истечения струи газа через слой жидкости. 1-бак; 2-держатель; 3-компрессор; 4-ресивер; 5-кран; 6-датчик давления; 7-электронный расходомер; 8- электронная линейка; 9-измерительная система PowerLab; 10-компьютер; 11-источник света; 12 - волногаситель

       Для измерений геометрических размеров бугра над жидкостью применялся теневой метод. На передней стенке бака 1 устанавливался экран с координатной сеткой, а сзади бака источник света 11 - галогеновая лампа с отражателем и системой линз для фокусировки потока света.

       Параметры бугра (высота Н и ширина D в разных сечениях) измерялись по теневому отражению с помощью сконструированного датчика координат электронной линейки 8 (рис.12). Сигналы от датчика давления 6, расходомера 7 и линейки 8 поступали на измерительную систему PowerLab/8sp фирмы «ADInstruments» и далее на компьютер 10. Запись и обработка сигналов осуществлялась при помощи программы Chart, входящей в комплект системы.

       Для устранения влияния на форму бугра отраженных от стенок бака волн устанавливался волногаситель 12 в виде рамки, расположенной по периметру ёмкости на уровне свободной поверхности.

       Проводилась видеосъёмка образования и динамики изменения геометрических размеров бугра на поверхности жидкости при истечении воздуха из щелей с размерами 3,5×0,14 мм, 5,5×0,14 мм, 10×0,17 мм и отверстий с диаметрами 0,71 мм, 1 мм и 1,3 мм при массовых расходах воздуха от 0,01 до 0,73⋅10-3 кг/с.

       На держателе 2 (рис. 12) закрепляли насадок и, перемещая держатель по вертикали, устанавливали глубину погружения Hc под поверхность воды. Компрессором 3 нагнетали воздух в ресивер 4 и, краном 5, создавали определённое давление в нём. При истечении воздуха из насадка на поверхности воды возникал газожидкостный бугор. Давление измерялось датчиком 6, а расход воздуха - электронным расходомером 7. Сигналы от датчиков поступали на измерительную систему PowerLab и на компьютер. На экране, установленном на передней стенке бака 1, наблюдали тень от бугра. С помощью линейки 8 получали запись изменения напряжения U и его среднее значение в зависимости от высоты бугра Нб за средний промежуток времени. По тарировочной таблице определялись геометрические параметры бугра.

       Струя газа, распространяясь в жидкости, приводит в движение пограничные слои жидкости и возбуждает в ней циркуляционное течение. Проходя скачок плотности, струя расширяется. Жидкость, захваченная струёй газа, частично растекается по поверхности и частично поднимается с потоком газа над жидкостью, образуя газожидкостной двухфазный бугор. На рис. 13а представлена типичная фотография характерной формы бугра на поверхности: видна геометрическая особенность картины – диаметр основания бугра D существенно превышает диаметр выходящей струи.

       Рис. 13. Фотография и модели истечения: а) – типичная фотография истечения газа через слой жидкости (Q = 0,0045 м3/с; h = 0,2 м; D0  = 0,03 м; Н = 0,27 м; R = 0,095 м); б) – предложенная автором геометрическая модель течения, основанная на наблюдениях во время опытов; в) – модель истечения Теплицкого

       Наибольшая скорость газа на оси струи определяет высоту поднятия частиц жидкости до вершины бугра. Струя, расширяясь, поднимает периферийные частицы жидкости, которые после прохождения скачка плотности под влиянием силы тяжести образуют нисходящее течение. Траектории частиц при их стекании в бугре отличаются от траекторий падения единичных невзаимодействующих частиц. При уменьшении высоты слоя или увеличении скорости газа, частиц жидкости становится недостаточно для образования сплошной видимой границы бугра. Тогда нисходящий поток жидкости в бугре состоит из отдельных струек и капель, наибольшее удаление которых от оси струи при падении на поверхность раздела определяет радиус бугра.

       На основе визуальных наблюдений автором предложена новая модель истечения струи в слой жидкости (рис. 13б). Она отличается от используемой по настоящее время в литературе модели (рис. 13в), которая приводит к сильному завышению расчётных значений расходов газов вычисленных по параметрам бугра.

       Путём обработки данных многих опытов в диссертации получены формулы, связывающие безразмерную высоту бугра с безразмерной толщиной слоя воды и числами Фруда для круглых отверстий и для щелей.

       Безразмерные параметры менялись в пределах: для круглых отверстий 1,5 < Fr < 149,  43,5 < -Нс < 318,  6178 < Re < 36583, 178 < We <1699; для щелей  1,2 < Fr <  169,8, - от 38,5 < -Нс < 285,7, 6454 < Re < 41633,  от 162 < We < 1900.

       В опытах измерялась высота бугра не только на оси сопла, но и высота бугра на различных расстояниях от оси. Эти данные обработаны в безразмерных переменных z/Hб и y/Rб и получена зависимость, описывающая профиль границы газожидкостного бугра для круглых отверстий и щелей.

       Результаты опытов сравнивались с экспериментальными данными других авторов. Например, наши опытные данные и опыты М.Дж. Фридла имеют коэффициент корреляции r2 = 0,98 в области пересечения опытных данных.

       При аварийном фонтанировании газовой скважины, когда вместо разрушенного устья образуется кратер, заполненный жидкостью, которая представляет собой смесь пластового флюида и бурового раствора, истечение газа происходит через слой жидкости, обладающей свойствами ННЖ. С целью изучения влияния свойств ННЖ жидкости на истечение газа и образование на поверхности жидкости бугра были проведены дополнительные эксперименты. ННЖ представляла собой водный раствор полимера - полиакриламид (ПАА) марки DF-FLCOC.

       Анализ результатов экспериментов показал, что при одном и том же объёмном расходе газа и размерах отверстия высота газожидкостного бугра снижается с уменьшением толщины слоя жидкости над соплом при используемых расходах газа. Это объясняется тем, что раствор ПАА проявляет выраженные свойства ННЖ. С увеличением толщины слоя большая часть раствора ПАА вовлекается в движение.

Объём бугра увеличивается с ростом объёма выносимой жидкости, что приводит к увеличению высоты бугра. В опытах при толщине слоя жидкости 50 мм наблюдался прорыв воздуха через вершину образующегося бугра, что могло оказывать влияние на его высоту. Формы бугра, особенно при толщине слоя жидкости 50 мм, отличались большей стабильностью, сравнительно с формой при истечении воздуха в воду.

       В диссертации получены степенные зависимости высоты бугра от числа Fr при различной толщине слоя ПАА, в которых коэффициенты зависят от числа Хедстрема и безразмерной толщины слоя. Проведено сравнение опытных данных, полученных при истечении газа в НЖ (водопроводная вода) с данными при истечении в ННЖ (раствор ПАА).

       Таким образом, в данной главе изложены новые эксперименты по установлению зависимости между размерами газожидкостного бугра и параметрами истечения газожидкостных струй через слой ННЖ. Рассмотрены существенные отличия истечения струи в слой ННЖ от истечения струи в НЖ.

       Основные выводы и рекомендации

       

Построена обобщённая одномерная неизотермическая нестационарная гидродинамическая модель движения многофазных смесей в элементах циркуляционной системы при бурении скважины с учётом взаимодействия с пластами в репрессионном и депрессионном режимах. На основе этой постановки решены следующие новые теоретические, экспериментальные и прикладные задачи.

  1. Сформулирована и решена задача о распределении давления в нисходящем потоке двухфазной жидкости в бурильных трубах, в которой использована полученная эмпирическая зависимость для истинного газосодержания. На основе решения этой задачи создана инженерная методика расчёта распределения давления во всей циркуляционной системе скважины при бурении с промывкой газожидкостной смесью.
  2. Создана модель гидростатики многофазных флюидов (фазы которых могут быть ньютоновскими или неньютоновскими) в поле силы тяжести. На основе этой модели разработана методика расчёта технологических параметров цементирования скважин пеноцементами и определена последовательность работы насосов цементировочных агрегатов и компрессоров во времени.
  3. Поставлена и решена задача по страгиванию твёрдых частиц потоком неньютоновской жидкости в наклонных и горизонтальных участках скважины с целью определения расхода и реологических свойств технологических жидкостей, необходимых для очистки этих участков от шлама.
  4. Решена нестационарная задача распределения давления в кольцевом пространстве скважины при притоке газа с заданным постоянным расходом на забое. Предложена методика управления скважиной при вскрытии газоносного пласта при заданной депрессии в период до выхода на установившийся режим течения газожидкостной смеси в кольцевом пространстве, исключающая возможное поглощение в слабый пласт.
  5. Впервые проведены экспериментальные исследования по прохождению различной направленности струй газа через слой жидкости с целью определения дебита газа, например, при истечении газа из аварийно фонтанирующей скважины через кратер, заполненный жидкостью. Для дистанционной оценки дебита газа создана модель течения струи через слой ньютоновской или неньютоновской жидкости, с помощью которой связаны в критериальном виде параметры истечения, характеристики слоя жидкости и газожидкостного бугра. Также впервые экспериментально определены концентрации газа и жидкости в газожидкостном бугре над поверхностью жидкости.
  6. Найдено распределение давления в кольцевом пространстве скважины при переходе с промывки на продувку газом, необходимое для расчёта производительности компрессоров, обеспечивающих вынос жидкости из скважины в режиме «нулевая подача». Исследования при режиме «нулевая подача» дополнены новыми экспериментальными данными по барботажу газа через столб жидкости при малых числах Фруда (Fr < 0.01) и получена зависимость между параметрами течения в широком диапазоне чисел Фруда вплоть до начала выноса жидкости из вертикальной скважины.
  7. Рассмотрена задача по определению свободного дебита скважины с учётом теплового взаимодействия как с многолетнемёрзлыми, так и с породами с положительными температурами. Установлено, что внешнее неустановившееся температурное поле, образующееся в результате прогрева и протаивания породы, мало влияет на величину дебита, но заметно сказывается на распределении значений давления и температуры по глубине скважины. Для случая течения газа в изотермических условиях предложена графоаналитическая методика расчёта параметров задавочной жидкости для глушения аварийно фонтанирующей скважины;
  8. Получены полуэмпирические зависимости для определения критических чисел Рейнольдса, необходимые для расчёта распределения давления при движении однофазных буровых и других вязкопластических жидкостей в трубах и кольцевом пространстве скважины.
  9. На основе разработанных моделей статики и движения двухфазных смесей созданы пакеты прикладных программ для численных расчётов.
  10. Результаты работы внедрены в промышленности. В течение трёх последних десятилетий в учебном процессе вузов нефтегазового профиля используются, учебники, учебные пособия и программы, написанные с участием автора.

Основные опубликованные работы по теме диссертации

Публикации в изданиях, рекомендованных ВАК РФ

       1. Астрахан И.М., Егорушкин С.А., Исаев В.И., Розенберг Г.Д., Слободкина Ф.А. Моделирование аварийного фонтанирования газоконденсатной скважины в условиях вечной мерзлоты// Изв. РАН. МЖГ. 1994, № 3. С. 101-108.

       2. Исаев В.И. Термогидродинамические модели многофазных течений при строительстве и эксплуатации скважин// Управление качеством в нефтегазовом комплексе, 2005, № 1-2. C. 100-103.

       3. Исаев В.И. Обобщённая гидростатика однофазных флюидов и многофазных смесей в поле силы тяжести// НТЖ. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – М.: ОАО "ВНИИOЭНГ". 2006, № 1. С. 26-32.

       4. Исаев В.И., Иванников В.Г., Иванников А.В. Оценка параметров газопроявлений в виде грифонов и экологической обстановки окружающей среды// Управление качеством в нефтегазовом комплексе. 2004, № 1. С. 57-59.

       5. Исаев В.И., Иванников В.Г., Иванников А.В. Экспериментальное моделирование аварийного фонтанирования газовой скважины через слой жидкости// НТЖ. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море.– М.: ОАО "ВНИИOЭНГ". 2005, № 10. С. 35-39.

       6. Исаев В.И., Иванников В.Г., Иванников А.В. Внедрение струи газа в слой неньютоновской жидкости// НТЖ. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – М.: ОАО “ВНИИOЭНГ". 2006, № 2. С. 29-32.

       7. Исаев В.И., Леонов Е.Г., Райкевич С.И. Гидростатическое давление двухфазных сред при бурении и эксплуатации скважин// НТЖ. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – М.: ОАО "ВНИИОЭНГ". 2001, № 1. С. 21-22.

       8. Исаев В.И., Фёдоров В.В. Определение функции истинного газосодержания в горловине струйного насоса по данным опытов// Управление качеством в нефтегазовом комплексе, 2004, № 3-4. С. 80-84.

       9. Исаев В.И., Фёдоров В.В. Оценка параметров течения многофазных жидкостей в процессе освоения скважин// НТЖ. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – М.:ОАО "ВНИИOЭНГ", 2005, № 9.
С. 43-50.

       10. Исаев В.И., Шуть К.Ф. Определение реологических характеристик торфосодержащих растворов// НТЖ. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море.– М.: ОАО "ВНИИОЭНГ". 2004,  № 12. С.  37-46.

       11. Исаев В.И., Шуть К.Ф. Определение подачи насосов для обеспечения выноса шлама при ламинарном течении жидкости, подчиняющейся 3-параметрической реологической модели// НТЖ. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – М.: ОАО "ВНИИOЭНГ", 2005, № 7. С. 15-17.

       12. Басниев К.С., Розенберг Г.Д., Исаев В.И. и др. Карачаганакское месторождение: расчёт свободного дебита скважин// Газовая промышленность, 1992, № 8. С. 30-32.

       13. Басниев К.С., Розенберг Г.Д., Исаев В.И., Слободкина Ф.А., Кульпина Н.М., Астрахан И.М. Прогнозирование аварийного фонтанирования скважин при освоении нефтегазовых ресурсов Арктики в целях оценки возможных экологических последствий// НТЖ. Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений.  – М.: ОАО "ВНИИOЭНГ". № 12, 1996. С. 31-34.

       14. Басниев К.С., Розенберг Г.Д., Исаев В.И., Кульпина Н.М. Расчет эксплуатационных и аварийных режимов в вертикальных и горизонтальных газовых и газоконденсатных скважинах// НТЖ. Геология, геофизика и разработка нефтяных месторождений.  – М.: ОАО "ВНИИOЭНГ". 1997, № 1. C. 38-41.

       15. Брюховецкий О.С., Степанов Ю.С., Исаев В.И. Математическая модель двухфазных  смесей при гидротранспорте// Известия  вузов. Геология и разведка. 1990, № 1. С. 59.

       16. Исаев В.И., Леонов Е.Г. Определение дебита газовых скважин, аварийно фонтанирующих через слой жидкости// Газовая промышленность. 1976, № 9. С. 22-24.

       17. Исаев В.И., Леонов Е.Г. Расчет давления по глубине обводненной газовой скважины// Газовая промышленность. 1974, № 4. С. 54.

       18. Леонов Е.Г., Исаев В.И., Лукьянов И.П. Теория и методика расчёта расхода бурового раствора различной реологии для очистки от шлама ствола наклонно-направленных скважин// НТЖ. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – М.: ОАО “ВНИИOЭНГ". 2006, № 8.  С. 24-31.

       19. Петров В.А., Леонов Е.Г., Филатов Б.С., Исаев В.И. Исследование газовых фонтанов и графический метод расчета глушения// Газовая промышленность. 1974, № 8. С. 53-54.

Учебники и учебные пособия для высших учебных заведений

       20. Леонов Е.Г, Исаев В.И. Гидроаэромеханика в бурении. Учебник для вузов (гриф министерства высшего и среднего специального образования СССР). М.: Недра, 1987. 304 с.

       21. Леонов Е.Г, Исаев В.И. Осложнения и аварии при бурении нефтяных и газовых скважин. Учебник для вузов (гриф министерства образования и науки РФ). В 2 частях. – 2-е издание, исправленное и дополненное. – Ч. I. Гидроаэромеханика в бурении. Изд-во ООО «Недра»,  2006. 413 с.

       22. Исаев В.И., Марков О.А. Управление скважиной. Предупреждение и ликвидация газонефтеводопроявлений (гриф УМО вузов РФ по нефтегазовому образованию). Уч. пособие. – М.: ФАЗИС, 2006. 134 с.

       23. Исаев В.И., Марков О.А. Управление скважиной. Предупреждение и ликвидация газонефтеводопроявлений (гриф УМО вузов РФ по нефтегазовому образованию). Издание 2-е, исправленное и дополненное. Уч. пособие. – М.: ФАЗИС, 2007. 146 с.

       24. Исаев В.И., Митюшин А.И., Сумбатова А.Р. Лабораторный практикум по изучению процессов истечения газовых струй в жидкость. Уч. пособие. М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. 1999. 50 с.

       25. Иванников В.Г., Исаев В.И. Лабораторный практикум по технической гидромеханике. Уч. пособие. М.: ГАНГ им. И.М. Губкина. 1996. 111 с.

       26. Астрахан И.М., Исаев В.И., Розенберг Г.Д., Кравченко М.Н. Гидродинамические задачи нефтегазопромысловой экологии. Уч. пособие. - М.: РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. 1999. 151 с.

Работы, опубликованные в журналах, которые не входят в список ВАК

       27. Исаев В.И. Экспериментальная установка и методика исследования дебита газового фонтана по параметрам газоводяного бугра на поверхности жидкости в кратере// В сб. “Нефть и газ", МИНХ и ГП им. И.М. Губкина. 1972. С. 108-109.

       28. Исаев В.И. Гидродинамические проблемы бурения горизонтальных скважин// Геология, бурение, разведка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. - М.: ИРЦ Газпром. Спец. Выпуск. 1994, № 1-4. С. 29-42.

       29. Астрахан И.М., Исаев В.И., Слободкина Ф.А. Сопряжённая задача теплообмена при аварийном фонтанировании газоконденсатной скважины в условиях вечной мерзлоты// В сб. «Нефтегазовая гидромеханика» – М.: ФГУП Изд-во "Нефть и газ" РГУ им. И.М. Губкина. 2005. С. 116-125

       30. Астрахан И.М., Розенберг Г.Д., Исаев В.И. и др. Расчет эксплуатационных и аварийных режимов вертикальных и горизонтальных скважин при различных условиях вскрытия и различной криологической обстановке// НТЖ. Техника и технология добычи нефти. М.: ВНИИОЭНГ. 1995, № 7.

С. 8-21.

       31. Бондаренко В.В., Бакшутов В.С., Ангелопуло О.К., Исаев В.И., Леонов Е.Г., Овчинников Н.Т. Крепление скважин пеноцементными тампонажными растворами ВНИИОЭНГ// Серия “Строительство скважин”, вып.16, 1989. 60 с.

       32. Басниев К.С., Розенберг Г.Д., Исаев В.И., Райский Ю.Д., Гиммер П.Р., Кульпина Н.М., Астрахан И.М., Кормишин А.К., Колесников А.Ф., Тимофеев А.Н. Термогидродинамическая модель расчета свободного дебита газоконденсатной скважины. Обзорная информация// Серия ”Разработка и эксплуатация газоконденсатных месторождений”. ВНИИЭГазпром, 1991.
36 с.

       33. Леонов Е.Г., Исаев В.И. Расчет потерь давления в циркуляционной системе скважины при бурении с промывкой аэрированной жидкостью ВИНИТИ, 2061-76. Деп. от 09.06.76.

       34. Леонов Е.Г., Исаев В.И. Гидравлические расчеты промывки аэрированными жидкостями при бурении. МИНХ и ГП им. И.М. Губкина, 1980. 48 с.

       35. Леонов Е.Г., Исаев В.И. Гидравлические расчеты промывки скважин при бурении. МИНХ и ГП им. И.М. Губкина,1978. 48с.

       36. Леонов Е.Г., Исаев В.И. Определение критических чисел Рейнольдса для течения неньютоновских жидкостей в круглых трубах и кольцевых каналах. ВИНИТИ, №1152-78. Деп. от 04.04.78

       37. Леонов Е.Г., Исаев В.И. Уравнения гидромеханических задач буровых процессов. ВИНИТИ, №1329-80. Деп. 08.04.80.

       38. Леонов Е.Г., Лукьянов И.П., Исаев В.И. Определение расхода жидкости разной реологии для транспорта единичных твердых частиц в наклонных трубах и кольцевых каналах ВИНИТИ, №1091-В93. Деп. от 23.04.93.

       39. Леонов Е.Г., Исаев В.И., Пономарев Ю.Н. Применение ЭВМ для гидравлических расчетов промывки скважин при бурении. МИНХ и ГП им. И.М. Губкина, труды, выпуск 152, 1980. С. 137-160.

       40. Леонов Е.Г., Исаев В.И., Фишер В.А. Гидравлический расчет циркуляционной системы при бурении скважин. МИНХ и ГП, ТЮМИИ, 1984. 39 с.

       41. Петров В.А., Леонов Е.Г., Филатов Б.С., Исаев В.И. Графический метод  расчета глушения открытых газовых фонтанов. Техника и технология геологоразведочных работ, организация производства, вып. 13, М.: ВИЭМС, 1974. С. 19-34.

       42. Максимов В.М., Розенберг Г.Д., Исаев В.И., Лимар Е.Е. Теоретические основы прогнозирования последствий аварий на газо- и конденсатопроводах// НТЖ. Защита от коррозии и охрана окружающей среды. ВНИИОЭНГ. 1995, № 5. С. 8-21.

       43. Бондаренко В.В., Бакшутов В.С., Ангелопуло О.К., Исаев В.И. и др. Способ тампонирования скважин вспененными растворами. А/с. N1521859, опубл. в БИ №42, 1989.

 



© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.