Гидродинамика двухфазных смесей в процессах бурения нефтяных и газовых скважин

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 p 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 ( = в), движение изотермическое и турбулентное ( = 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:

, ;

; (47)

.

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 2 - 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/(3gL), 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: ршттр = 6,84 бар - требуемое давление для поддержания депрессии без притока; ршттр = 10 бар - требуемое давление на штуцере с притоком перед герметизацией; рштгаз = 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

8. 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 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 = (Fr), = 1, c = 0 = const. (49)

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 = 0.

при >0;

при < 0; (50)

при = 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 (50) 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 (350400300 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 3,50,14 мм, 5,50,14 мм, 100,17 мм и отверстий с диаметрами 0,71 мм, 1 мм и 1,3 мм при массовых расходах воздуха от 0,01 до 0,7310-3 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.

Заключение

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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;

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.

На основе разработанных моделей статики и движения двухфазных смесей созданы пакеты прикладных программ для численных расчётов.

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.

Литература

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.

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.

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.

Размещено на Allbest.ru