- •Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М.
- •Витание твердых частиц в потоках жидкости, газа и газожидкостной смеси
- •Перепад давления в местных сопротивлениях циркуляционной системы
- •Расчет потерь давления в элементах циркуляционной системы
- •Определение потерь давления в долоте.
- •Распределение давлений в нисходящем потоке газа в трубах
- •Расчет подачи и давления компрессоров при бурении с продувкой
- •1.4. УСТАНОВИВШЕЕСЯ ТЕЧЕНИЕ ГАЗОЖИДКОСТНОЙ СМЕСИ В СКВАЖИНЕ
- •Уравнения течения газожидкостных смесей
- •Перепад давлений в насадках долот при течении газожидкостной смеси
- •Перепад давления в турбобурах
- •1.6. РАСПОЗНАВАНИЕ ГАЗОВОГО ВЫБРОСА И ВЫБОР РЕЖИМОВ ЕГО ЛИКВИДАЦИИ
- •Расчет режима ликвидации газового выброса
- •2 ПОГЛОЩЕНИЙ ЖИДКОСТЕЙ
- •В СКВАЖИНАХ
- •2.2. МЕТОДЫ ИЗУЧЕНИЯ ПОГЛОЩАЮЩИХ ГОРИЗОНТОВ
- •2.3. ИЗУЧЕНИЕ ИЗМЕНЕНИЯ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ДАВЛЕНИЙ В НЕОБСАЖЕННЫХ СТВОЛАХ
- •2.5. КОЛЬМАТАЦИЯ ПРОНИЦАЕМЫХ ПОРОД
- •2.7. НАПОЛНИТЕЛИ ДЛЯ ИЗОЛЯЦИИ ЗОН ПОГЛОЩЕНИЯ
- •3 ТВЕРДЕЮЩИМИ РАСТВОРАМИ
- •3.1. ТАМПОНАЖНЫЕ РАСТВОРЫ И СМЕСИ ДЛЯ ИЗОЛЯЦИИ ЗОН ПОГЛОЩЕНИЯ
- •3.1.1. ТАМПОНАЖНЫЕ ЦЕМЕНТЫ И РАСТВОРЫ
- •3.2. ТАМПОНАЖНЫЕ СМЕСИ ДЛЯ ЛИКВИДАЦИИ ПОГЛОЩЕНИЙ ПРИ БУРЕНИИ СКВАЖИН
- •3.2.1. ТАМПОНАЖНЫЕ СМЕСИ НА ОСНОВЕ МИНЕРАЛЬНЫХ ВЯЖУЩИХ
- •3.2.3. ТАМПОНАЖНЫЕ ПАСТЫ
- •3.4.1. ПАКЕРЫ ИЗВЛЕКАЕМЫЕ
- •Глава ГАЗОНЕФТЕВОДОПРОЯВЛЕНИЯ
- •4.1. ПОСТУПЛЕНИЕ ГАЗА В СКВАЖИНУ ПРИ БУРЕНИИ
- •4.1.1. ПРИЗНАКИ ПРОЯВЛЕНИЙ
- •AVmin = eS,
- •4.1.4. О ПРИРОДЕ ГАЗИРОВАНИЯ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ
- •Поступление газа (и других флюидов) в скважину вследствие диффузии
- •Фильтрация газа в скважину
- •Поступление флюида в скважину за счет капиллярного противотока
- •Контракционный эффект бурового (глинистого) раствора
- •4.2. ГАЗОПРОЯВЛЕНИЯ ПРИ КРЕПЛЕНИИ СКВАЖИН
- •4.2.5. ПРОНИЦАЕМОСТЬ ЦЕМЕНТНОГО РАСТВОРА
- •4.2.7. ПРОНИЦАЕМОСТЬ КАМНЯ ИЗ ТАМПОНАЖНОГО ЦЕМЕНТА
- •4.2.10. КОНТРАКЦИОННЫЙ ЭФФЕКТ
- •4.3. ТАМПОНАЖНЫЕ СОСТАВЫ ДЛЯ ЛИКВИДАЦИИ НЕФТЕГАЗОПРОЯВЛЕНИЙ
- •5 СТЕНОК СКВАЖИНЫ
- •6.1. РАСПРОСТРАНЕННОСТЬ И ХАРАКТЕРИСТИКА ММП
- •6.4. ТИП И КОМПОНЕНТНЫЙ СОСТАВ БУРОВОГО ПРОМЫВОЧНОГО АГЕНТА
- •6.5. ТЕМПЕРАТУРНЫЙ РЕЖИМ БУРЯЩЕЙСЯ СКВАЖИНЫ
- •7 И ПОСАДКИ КОЛОННЫ ТРУБ,
- •ЖЕЛОБООБРАЗОВАНИЕ
- •7.1. ПРИРОДА ПРИХВАТОВ КОЛОНН ТРУБ
- •7.3. ФАКТОРЫ, ВЛИЯЮЩИЕ НА ВОЗНИКНОВЕНИЕ ПРИХВАТОВ КОЛОННЫ ТРУБ
- •7.4. ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ ПРИХВАТОВ
- •7.4.1. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ МЕРОПРИЯТИЯ
- •7.4.4. ПРИХВАТЫ ТРУБ В ЖЕЛОБНЫХ ВЫРАБОТКАХ
- •7.4.5. ПРИХВАТЫ ВСЛЕДСТВИЕ САЛЬНИКООБРАЗОВАНИЯ
- •7.4.10. УСТЮЙСТВА ДЛЯ ОЧИСТКИ СТВОЛА СКВАЖИНЫ
- •7.4.11. ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ ПРИХВАТОВ АЛМАЗНЫХ ДОЛОТ
- •7.5. ЛИКВИДАЦИЯ ПРИХВАТОВ
- •7.5.2. РАСХАЖИВАНИЕ ПРИХВАЧЕННОЙ КОЛОННЫ
- •7.5.3. УСТАНОВКА ЖИДКОСТНЫХ ВАНН
- •7.5.6. ПРИМЕНЕНИЕ УДАРНЫХ УСТРОЙСТВ
- •7.5.7. ГИДРАВЛИЧЕСКИЕ УСТРОЙСТВА
- •7.5.9. ГИДРОВИБРИРОВАНИЕ КОЛОННЫ ТРУБ
- •8.2. ФАКТОРЫ, СПОСОБСТВУЮЩИЕ ВОЗНИКНОВЕНИЮ АВАРИЙ
- •8.3. АВАРИИ
- •8.4. РАЗРУШЕНИЯ ЭЛЕМЕНТОВ БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ
- •8.5. ОТКРЫТЫЕ АВАРИЙНЫЕ ФОНТАНЫ
- •9 В БУРЯЩИХСЯ СКВАЖИНАХ
- •9.1. ОТСОЕДИНЕНИЕ НЕПРИХВАЧЕННОЙ ЧАСТИ КОЛОННЫ ТРУБ
- •9.2. ЗАХВАТЫВАЮЩИЕ ИНСТРУМЕНТЫ
- •9.3. ОТБИВАНИЕ ЯССАМИ ПРИХВАЧЕННЫХ ТРУБ И ИНСТРУМЕНТОВ
- •9.4. ОПЕРАЦИЯ ОБУРИВАНИЯ
- •9.5. ИЗВЛЕЧЕНИЕ МЕЛКИХ ПРЕДМЕТОВ
- •9.7. ИЗВЛЕЧЕНИЕ ИЗ СКВАЖИН ПРИХВАЧЕННЫХ ПАКЕРОВ
1.4. УСТАНОВИВШЕЕСЯ ТЕЧЕНИЕ ГАЗОЖИДКОСТНОЙ СМЕСИ В СКВАЖИНЕ
Промывка скважин часто осуществляется бу ровыми растворами, содержащими газ. Цементирование также может проводиться газированными тампонажными жидкостями.
Газожидкостные среды обладают большой сжимаемостью, обусловленной присутствием в них газа, который может по ступать в буровой раствор естественным путем, например при разбуривании газоносных пластов, или вводиться в жид кость искусственно (например, при промывке скважин аэри рованной жидкостью). Знание распределения давления по глубине скважины при циркуляции газожидкостных смесей позволяет правильно судить о перепаде давлений между скважиной и пластами. Своевременное -регулирование пере пада дает возможность во многих случаях избежать ослож нений (поглощений, газопроявлений и т.д.).
Совместное течение газа и жидкости может происходить при различной структуре потока, определяемой в основном формой и взаимным расположением фаз в потоке.
При течении газожидкостных смесей в вертикальных тру бах и кольцевых каналах условно различают основные четы ре структуры потоков (рис. 1.11): пузырьковую, характери зующуюся почти равномерным распределением пузырьков газа в жидкости; пробковую, или снарядную, характеризую щуюся чередованием в потоке газовых и жидкостных про бок, при этом размеры газовых пробок становятся соизме римыми диаметру канала; кольцевую, или пленочную, при которой происходит близкое к разделенному течение газа (в центре канала) и основной массы жидкости в виде пленки на стенках канала; дисперсную, характеризующуюся равномер ным распределением капелек жидкости в газе.
Структура газожидкостного потока прежде всего зависит
Q o ЪО о ^оО л |
|
——--- ГГ-...................... ' |
|
г . . / М Ж |
Ю |
С ^ С ^ , Щ |
| |
Пузырьковая |
Снарядная |
Кольцевая Дисперсная |
Рис. 1.11. Структуры вертикальных газожидкостных потоков