Определение эффективных дизайнов глушения скважин в условиях аномально низкого пластового давления и высокого газового фактора флюидов
Никулин В.Ю., Костин Д.С., Нигматуллин Т.Э., Ишмухаметова А.А., Зейгман Ю.В., Филатов Ю.В.
Уфимский филиал
ООО «РН-Проектирование Добыча», ФГБОУ ВО «УГНТУ»,
ООО «Башнефть-Полюс»
Уфимский филиал
ООО «РН-Проектирование Добыча», ФГБОУ ВО «УГНТУ»,
ООО «Башнефть-Полюс»
В статье рассмотрены особенности процесса глушения скважин, эксплуатирующих трещинно-каверново-поровый карбонатный коллектор в условиях аномально низких пластовых давлений и высокого газового фактора на примере пласта D1op1 месторождения им. Р. Требса. Определены ключевые подходы к моделированию глушения скважин в рассматриваемых условиях с учетом необходимости блокирования прорыва газа при стабильном безопасном статическом уровне. Разработан расчетный шаблон для планирования дизайна глушения осложненных скважин с учетом газоудерживающей способности применяемых жидкостей глушения и объема их поглощений пластом. С его помощью, в ходе ретроспективного анализа ранее проведенных ремонтов, установлено, что для минимизации рисков прорыва газа необходимо обеспечить создание в призабойной зоне скважины экрана, выдерживающего градиент давления прорыва газа не менее 0,2 МПа/м.
Проведение эффективного ремонта нефтяных скважин в большинстве случаев требует применения технологий глушения, обеспечивающих безопасные условия выполнения работ с учетом всех возможных осложнений. И если для условий нормальных и аномально высоких пластовых давлений планирование дизайна глушения преимущественно состоит в корректном подборе плотности жидкости глушения (ЖГ) и, при необходимости, подборе блокирующего состава (БС),
то для аномально низких пластовых давлений (АНПД), сопряженных с интенсивными газопроявлениями, традиционные дизайны глушения не всегда позволяют обеспечить контроль над скважиной [1, 2]. Ситуация нередко усугубляется в карбонатных коллекторах, где традиционные БС не выдерживают высокую репрессию ЖГ в случае необходимости заполнения скважины жидкостью глушения до устья, и, соответственно, отсутствует возможность обеспечения циркуляции ЖГ.
то для аномально низких пластовых давлений (АНПД), сопряженных с интенсивными газопроявлениями, традиционные дизайны глушения не всегда позволяют обеспечить контроль над скважиной [1, 2]. Ситуация нередко усугубляется в карбонатных коллекторах, где традиционные БС не выдерживают высокую репрессию ЖГ в случае необходимости заполнения скважины жидкостью глушения до устья, и, соответственно, отсутствует возможность обеспечения циркуляции ЖГ.
В данной работе представлено обоснование дизайна глушения скважин в условиях АНПД с одновременным применением 2-х и более видов ЖГ (растворы глушения, БС, газооттесняющие оторочки) с оценкой их газоудерживающей способности.
Сочетание комплекса факторов, осложняющих процесс глушения скважин, характерно для месторождения им. Р. Требса (основной объект — пласт D1op1). С самого начала эксплуатации месторождение характеризуется высокими темпами падения пластового давления. Трещиновато-каверново-поровый тип коллектора в сочетании с АНПД (средний коэффициент аномальности пластового давления 0,42), эксплуатируемый горизонтальными скважинами, приводят к интенсивным поглощениям ЖГ, низкому статическому уровню жидкости (нередко более 2 км)
и отсутствию циркуляции при любых режимах закачки — в насосно-компрессорные трубы (НКТ) или в межтрубное пространство, а высокая пластовая температура (91,4 °С) — к требованиям выбора термостабильных БС.
При этом высокое газосодержание нефти (155 м3/т) в совокупности с пониженным пластовым давлением до уровня давления насыщения нефти газом приводит к высоким рискам газопроявлений — газовый фактор (ГФ) достигает 2 500 м3/т.
и отсутствию циркуляции при любых режимах закачки — в насосно-компрессорные трубы (НКТ) или в межтрубное пространство, а высокая пластовая температура (91,4 °С) — к требованиям выбора термостабильных БС.
При этом высокое газосодержание нефти (155 м3/т) в совокупности с пониженным пластовым давлением до уровня давления насыщения нефти газом приводит к высоким рискам газопроявлений — газовый фактор (ГФ) достигает 2 500 м3/т.
Согласно Правилам ведения ремонтных работ в скважинах [3], глушение допускается с восстановлением или без восстановления циркуляции, при этом в Правилах безопасности [4] отмечается необходимость поддержания безопасного статического уровня в скважине, указанного в плане работ. Следовательно, если в процессе ремонта не требуется циркуляция технологической жидкости, то дизайн глушения можно планировать без учета необходимости заполнения всего ствола скважины, но при этом важно обеспечить условия, при которых будут предотвращены газонефтеводопроявления (ГНВП).
Особенности планирования дизайна глушения осложненных скважин в условиях АНПД
и высоких ГФ
При рассмотрении скважины и призабойной зоны пласта (ПЗП) с точки зрения моделирования процесса глушения с учетом протекающих процессов можно выделить следующие зоны (рис. 1):
- зона скважины (I): область взаимодействия двух несмешивающихся жидкостей разных вязкостей и плотностей с учетом фильтрации, возникающей при оттоке части жидкости в зону II, которое зависит от перепада давления, расхода жидкости на устье, а также постоянным расходом жидкости на границе зоны.
- прискважинная зона (II): область фильтрации ЖГ или БС.
- промежуточная зона (III): область фильтрации оторочки, оттесняющей от скважины газ (чаще всего — вода);
- зона продуктивного пласта (IV): процесс фильтрации флюида в пористой среде.
Рис. 1. Схема скважины при моделировании процесса глушения
Все описанные процессы удобно описывать с помощью графической нотации, учитывающей соподчиненность объектов (рис. 2) (стрелки слева и справа — входные / выходные параметры, стрелки снизу— влияющие параметры).
Рис. 2. Схема процесса «Глушение скважин»
Проведя анализ и обобщение существующих подходов к математическому моделированию глушения нефтяных скважин, вскрывающих трещиноватый коллектор [5–15], в зависимости от зоны воздействия, можно охарактеризовать принятые подходы следующим образом:
1. В зоне I решается одномерная задача о движении двух компонент. Задаются давления на устье или на забое, постоянная объемная скорость закачки, принимается отсутствие движения флюида в начальный момент времени. Граничным условием является отток жидкости на проницаемом участке скважины.
2. В зонах II и III решается плоскорадиальная задача инфильтрации жидкостей и БС в пласт с оттеснением нефти и газа после достижения составом забоя скважины. Величина оттока и давление закачки задаются по результатам расчета в зоне I. Граничным условием являются значения давления и скорости фильтрации на границе зон.
3. В трещиноватой среде аналитически и численно решается плоско-одномерная задача фильтрации БС в канале с параллельными стенками, при этом задаются густота, раскрытие и ориентация трещин, а также проницаемость трещиноватой среды при заданном давлении.
1. В зоне I решается одномерная задача о движении двух компонент. Задаются давления на устье или на забое, постоянная объемная скорость закачки, принимается отсутствие движения флюида в начальный момент времени. Граничным условием является отток жидкости на проницаемом участке скважины.
2. В зонах II и III решается плоскорадиальная задача инфильтрации жидкостей и БС в пласт с оттеснением нефти и газа после достижения составом забоя скважины. Величина оттока и давление закачки задаются по результатам расчета в зоне I. Граничным условием являются значения давления и скорости фильтрации на границе зон.
3. В трещиноватой среде аналитически и численно решается плоско-одномерная задача фильтрации БС в канале с параллельными стенками, при этом задаются густота, раскрытие и ориентация трещин, а также проницаемость трещиноватой среды при заданном давлении.
Основными используемыми зависимостями являются уравнения неразрывности, Дарси (с учетом относительных фазовых проницаемостей), насыщенности фаз, закон сохранения масс компонентов двухфазного течения. При этом учитываются реологические характеристики, влияние высоких температур и растворенного газа на свойства нефти, потери на трение в трубах, приемистость скважины и ограничения по давлению закачки по давлениям опрессовки и гидроразрыва.
Следует отметить, что все они предусматривают решение для простых случаев глушения, когда можно достичь поставленной цели одним типом жидкости.
Следует отметить, что все они предусматривают решение для простых случаев глушения, когда можно достичь поставленной цели одним типом жидкости.
Для планирования дизайна глушения скважин, осложненных интенсивными поглощениями ЖГ и газопроявлениями, необходимо одновременно решать несколько задач:
- рассчитывать распределение уровней закачиваемых жидкостей в скважине для оценки расположения жидкостей относительно ключевых элементов ее конструкции и глубинно-насосного оборудования, а также безопасного статического уровня;
- рассчитывать объем и радиус проникновения технологических жидкостей в ПЗП для оценки избытка продавочных жидкостей;
- определять устойчивость созданных в пласте газоблокирующих экранов с учетом радиуса проникновения жидкости в ПЗП и газоудерживающей способности жидкости, определяемой в лабораторных условиях;
- формировать дизайн глушения скважины несколькими жидкостями с учетом безопасного статического уровня и создания требуемого газоблокирующего экрана.
При закачке БС в условиях АНПД предпочтителен способ закачки в межтрубное пространство, что связано с меньшими рисками поглощений (скорость течения БС в межтрубном пространстве ниже, чем в НКТ). В условиях образования асфальтосмолопарафиновых отложений выбор данного способа закачки обоснован дополнительными рисками, связанными с отсутствием сообщения между полостью НКТ и межтрубным пространством в случае неуспешной сбивки сливного клапана из-за отложений. Также следует принимать во внимание, что согласно п. 3.1.4.5 Правил [3],
в скважинах, при глушении которых возможны газонефтеводопроявления, и которые можно глушить в один цикл, буферную жидкость (оторочку) необходимо закачивать в межтрубное пространство. Совокупность данных факторов приводит к необходимости приоритетного использования способа закачки жидкостей в межтрубное пространство при глушении данных осложненных скважин.
в скважинах, при глушении которых возможны газонефтеводопроявления, и которые можно глушить в один цикл, буферную жидкость (оторочку) необходимо закачивать в межтрубное пространство. Совокупность данных факторов приводит к необходимости приоритетного использования способа закачки жидкостей в межтрубное пространство при глушении данных осложненных скважин.
По результатам анализа существующих подходов к планированию дизайна глушения
скважины при текущем ремонте [5–15] отмечено, что существующие модели и программы не рассчитаны на скважины с АНПД, и сформулированы особенности разрабатываемого расчетного шаблона (табл. 1):
скважины при текущем ремонте [5–15] отмечено, что существующие модели и программы не рассчитаны на скважины с АНПД, и сформулированы особенности разрабатываемого расчетного шаблона (табл. 1):
- расчет уровней жидкости в межтрубном пространстве в других моделях производится сверху-вниз (новые порции технологической жидкости продавливают вниз предыдущие), но в нашем случае закачиваемые жидкости сначала свободно текут вниз и приводят к повышению статического уровня. В связи с этим расчет уровней жидкости необходимо производить снизу-вверх. Кроме того, отпадает необходимость в расчете потерь давления на трение по формуле Дарси-Вейсбаха и в расчете давления закачки на устье, поскольку из-за АНПД статический уровень никогда не доходит до устья.
- в большинстве программ рассчитывается плотность ЖГ для создания равновесного противодавления в скважине, но при расчетной плотности значительно
- меньше 1 000 кг/м3 правильнее определять равновесный статический уровень.
- учитывая отсутствие циркуляции, аномальные поглощения (вследствие высокой приемистости),
- а также закачку ЖГ по межтрубному пространству, отсутствует необходимость в расчете количества циклов глушения, а расчеты можно производить исходя из того, что все жидкости легко продавливаются в пласт (трещины).
- расчеты поглощения жидкостей пластом для горизонтальных скважин обычно производят с помощью гидродинамических моделей, для решения которых требуются значительные вычислительные мощности и объемы исходных данных. Принимая во внимание опыт глушения данных скважин, при котором закачка жидкостей глушения проводится при нулевом давлении на устье, а также высокой приемистости пласта, в разработанном шаблоне рассчитываются только конечные равновесные состояния системы, что значительно снижает требования к вычислительным ресурсам и позволяет производить пакетную обработку различных дизайнов закачки.
Табл. 1. Особенности расчетного шаблона
Расчет закачки и продавки ЖГ
Алгоритм расчета уровня жидкости в скважине в процессе закачки сводится к сопоставлению объема закачки жидкости с объемом полости скважины выше уровня предыдущей закачанной жидкости (либо за начальную точку расчета принимается статический уровень пластового флюида в скважине или глубина забоя).
Алгоритм расчета поглощений технологических жидкостей пластом (трещинами) основан на сопоставлении объема закачиваемой жидкости с объемом свободного пространства в скважине от статического уровня, рассчитываемого на основании пластового давления, до устья — избыточный объем жидкости считается поглощенным пластом. При этом жидкости в скважине образуют очередь типа FIFO (англ. first in, first out «первым пришел — первым ушел»), а новые уровни для всех жидкостей рассчитываются на основе измененных данных об их объемах в скважине.
Также очевидно, что по окончании работы этого алгоритма уровень последней закачанной жидкости будет находиться заведомо выше равновесного статического уровня. Чтобы исправить это, использован алгоритм расчета гидростатического давления на глубине верхних дыр перфорации с учетом пересчета уровней жидкости в скважине в абсолютные глубины с использованием результатов инклинометрии скважины и площади сечения скважины по всей длине.
Сочетание данных алгоритмов позволяет определить фактический объем поглощений в пласт (трещины) при заданном дизайне глушения скважины до момента достижения равновесного состояния (забойное давление равно пластовому).
Сочетание данных алгоритмов позволяет определить фактический объем поглощений в пласт (трещины) при заданном дизайне глушения скважины до момента достижения равновесного состояния (забойное давление равно пластовому).
Расчет устойчивости экрана продавленной
жидкости к газопроявлению
Коллектор пласта D1op1 месторождения им. Р. Требса относится к трещиновато-каверново-поровым, т.е. основной приток нефти к стволу скважины происходит по сети развитых естественных трещин и каверн. Это объясняет высокую приемистость скважин при проведении различных геолого-технических мероприятий и избыточное поглощение ЖГ, а также малое время вывода на режим и слабые изменения продуктивности и обводненности после них. В связи с этим, в использовании классических уравнений фильтрации жидкости или более сложных гидродинамических моделей для решения нашей задачи нет необходимости. К тому же их использование осложняется отсутствием достоверной информации о геометрии трещин и каверн, и степени их пересеченности.
В качестве альтернативы более сложным подходам использована плоскорадиальная модель заполнения трещин с учетом следующих допущений:
- внутренние поверхности трещин представляют собой бесконечные плоскости, которые не пересекаются между собой;
- раскрытость трещин не меняется в зависимости от расстояния до ствола скважины, который они пересекают;
- вытеснение жидкости в трещинах происходит равномерно во всех направлениях без учета анизотропных эффектов.
В качестве исходных данных используются средняя раскрытость трещины δ и количество трещин в скважине n, определенные по результатам FMI-исследований (при наличии) или принятые по данным соседних скважин, а также радиус скважины по долоту rдол, и объемы поглощенных жидкостей Vж. С их помощью рассчитываются суммарная толщина условно вертикальных трещин h, пересекающих горизонтальный ствол скважины, и объемы жидкостей в пласте (трещинах) нарастающим итогом. На основе суммарных нарастающих объемов жидкостей Vж.сум
по формуле (1) рассчитываются радиусы проникновения с учетом ствола скважины.
по формуле (1) рассчитываются радиусы проникновения с учетом ствола скважины.
Непосредственно толщина экрана каждой жидкости рассчитывается путем вычитания соседних радиусов проникновения.
Газоудерживающую способность закачиваемой в пласт жидкости (воды, нефти или высоковязкого состава) характеризует градиент давления, при котором происходит прорыв газа через трещину, заполненную жидкостью. Данный параметр может быть определен при проведении лабораторных фильтрационных исследований, или рассчитан с использованием модели изотермического течения жидкости в трещине. Например, для воды, закачиваемой для оттеснения газа на месторождении
им. Р. Требса, данный параметр (по данным лабораторных исследований на модели идеальной трещины раскрытостью 100 мкм) составляет 0,0213 МПа/м.
Газоудерживающую способность закачиваемой в пласт жидкости (воды, нефти или высоковязкого состава) характеризует градиент давления, при котором происходит прорыв газа через трещину, заполненную жидкостью. Данный параметр может быть определен при проведении лабораторных фильтрационных исследований, или рассчитан с использованием модели изотермического течения жидкости в трещине. Например, для воды, закачиваемой для оттеснения газа на месторождении
им. Р. Требса, данный параметр (по данным лабораторных исследований на модели идеальной трещины раскрытостью 100 мкм) составляет 0,0213 МПа/м.
Для оценки газоудерживающей способности планируемого дизайна глушения скважин (выдерживаемый перепад давления прорыва газа через закачанную оторочку) полученные толщины экранов умножаются на описанный градиент давления прорыва газа.
Прогнозирование газопроявлений
и статического уровня ЖГ
Точность прогноза модели глушения скважины определена ретроспективным анализом ремонтов скважин, осложненных высокими рисками газопроявлений. Сравнивались замеренные и расчетные значения статического уровня жидкости в скважине, а также факт наличия или отсутствия газопроявления при ремонте с учетом перепада давления, выдерживаемого проникшей в пласт жидкостью. Анализ проведен по 11 скважинам, на которых проведено 30 операций глушения в течении 4 лет, с учетом количества замеренных статических уровней выполнено
90 численных расчетов. Пример расчета конечного равновесного состояния системы в скважине после глушения представлен на рисунке 3.
90 численных расчетов. Пример расчета конечного равновесного состояния системы в скважине после глушения представлен на рисунке 3.
Рис. 3. Формат выходных данных по результатам расчета
конечного равновесного состояния при глушении скважины
конечного равновесного состояния при глушении скважины
Статический уровень жидкости в скважине замеряется несколько раз во время ремонта, из данных сводок текущего и капитального ремонта скважин можно рассчитать количество жидкости в скважине на момент отбивки статического уровня. Сравнение фактического уровня с расчетным позволяет в каждый момент времени сделать вывод о стабильности системы, или определить возможные осложнения, связанные, например, с наличием парафиновой пробки. Результаты сравнения прогнозного и фактического статического уровня при глушении скважин представлены на рисунке 4.
Рис. 4. Сравнение прогнозного и фактического статического уровня после глушения скважины
Точки, расположенные вдоль прямой, характеризуют равновесное состояние в скважине после глушения, а отклонения свидетельствуют либо о недостижении равновесного состояния на момент замера уровня, либо о некорректной оценке пластового давления для расчета статического уровня.
Помимо статического уровня, при анализе фиксировался факт наличия или отсутствия газопроявления при ремонте скважины и соответствующий ему расчетный выдерживаемый перепад давления прорыва газа с учетом поглощенной пластом жидкости. Таким образом, определяются границы изменения избыточного давления и выполняется «оценка снизу» для критического выдерживаемого перепада давления, минимальное значение которого должен обеспечивать подобранный дизайн глушения для обеспечения газоблокирования.
Для различных дизайнов глушения и скважин получающиеся данные образуют набор точек (рис. 5).
Для различных дизайнов глушения и скважин получающиеся данные образуют набор точек (рис. 5).
Рис. 5. Принцип построения сигмоиды по рассчитанным допустимым перепадам давлений
Каждая из этих точек может быть промаркирована в соответствии с реально наблюдаемыми проявлениями газа после проведенных операций по глушению скважины. Получившийся набор точек может быть описан нечеткой логической функцией (сигмоидой) следующего вида: .
Результаты аппроксимации на реальных данных показали, что для эффективного глушения необходимо создавать перепад давления не менее ~0,2 МПа (рис. 6), что сопоставимо с закачкой немодифицированной водной оторочки на глубину не менее чем на 9,4 м.
Рис. 5. Принцип построения сигмоиды по рассчитанным допустимым перепадам давлений
Следует также отметить, что в ряде случаев газопроявления случались и при больших значениях, что возможно связано с недостатком исходных данных для прогнозирования, либо характеризует более сложные условия глушения данных скважин по сравнению с остальным анализируемым фондом.
По оценке предсказательной способности рисков газопроявлений получены следующие результаты:
- прогноз отсутствия газопроявлений — точность 100 % (во всех случаях, где газопроявления отсутствовали, результат соответствует прогнозу);
- прогноз наличия газопроявлений — точность 84 % (в 16 % случаях газопроявление не было предсказано моделью).
Для формирования концепции расчетного шаблона глушения скважины, эксплуатирующей карбонатный коллектор, описаны процессы, происходящие в скважине и ПЗП. Обобщены существующие подходы к математическому моделированию глушения нефтяных скважин, вскрывающих трещиноватый коллектор. Отмечено, что существующие модели предусматривают решение для простых случаев глушения, когда можно достичь поставленной цели одним типом жидкости.
С учетом обоснованных особенностей расчета процесса глушения скважин разработана модель, позволяющая проектировать дизайн глушения с учетом высоких рисков поглощений технологических жидкостей, прорывов газа и поддержания безопасного статического уровня жидкости в стволе скважины. Разработаны алгоритмы расчета уровня жидкости в скважине и объема поглощений жидкостей.
С применением разработанной модели проведен ретроспективный анализ ремонтов скважин, осложненных газопроявлением. Определено, что для эффективного глушения необходимо создавать в ПЗП газоизолирующие экраны, выдерживающие перепад давления прорыва газа не менее ~0,2 МПа, что сопоставимо с закачкой немодифицированной водной оторочки на глубину не менее чем на 9,4 м. Точность прогноза наличия газопроявлений разработанной модели составляет 84 %.
С учетом обоснованных особенностей расчета процесса глушения скважин разработана модель, позволяющая проектировать дизайн глушения с учетом высоких рисков поглощений технологических жидкостей, прорывов газа и поддержания безопасного статического уровня жидкости в стволе скважины. Разработаны алгоритмы расчета уровня жидкости в скважине и объема поглощений жидкостей.
С применением разработанной модели проведен ретроспективный анализ ремонтов скважин, осложненных газопроявлением. Определено, что для эффективного глушения необходимо создавать в ПЗП газоизолирующие экраны, выдерживающие перепад давления прорыва газа не менее ~0,2 МПа, что сопоставимо с закачкой немодифицированной водной оторочки на глубину не менее чем на 9,4 м. Точность прогноза наличия газопроявлений разработанной модели составляет 84 %.
Таким образом, разработанная модель позволяет решать следующие задачи в условиях карбонатных коллекторов, характеризующихся интенсивными поглощениями жидкостей глушения в условиях АНПД и высокими рисками газопроявлений:
Для расширения возможности применения разработанной модели рекомендовано проведение исследований газоудерживающей способности всех применяемых при глушении технологических жидкостей (растворов глушения, БС, новых модифицированных водных оторочек).
- проектировать дизайн глушения скважин, эксплуатирующих карбонатный коллектор в условиях АНПД и высоких ГФ, с учетом газоудерживающей способности водных оторочек;
- оценивать риск газопроявлений при глушении скважин с заданным дизайном;
- проводить ретроспективный анализ для определения причин неуспешного глушения.
Для расширения возможности применения разработанной модели рекомендовано проведение исследований газоудерживающей способности всех применяемых при глушении технологических жидкостей (растворов глушения, БС, новых модифицированных водных оторочек).
1. Никулин В.Ю., Исаев В.С., Сидоров И.В.
Анализ подходов к глушению газопроявляющих скважин в условиях нормальных и аномально низких пластовых давлений // Нефтяное хозяйство. 2024. № 12. С. 118–121.
2. Никулин В.Ю., Нигматуллин Т.Э., Мукминов Р.Р., Ахмеров Р.И., Бондарев С.В., Сумзин С.А. Методика выбора блокирующих составов для глушения газовых скважин в условиях пластов покурской свиты // Газовая промышленность. 2025. № 9. С. 80–89.
3. РД 153-39-023-97. Правила ведения ремонтных работ в скважинах: утв. Минтопэнерго РФ 18.08.1997: введ. в действие 01.11.1997. М.: Минтопэнерго РФ, 1997. 164 с.
4. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности»: утв. Федеральной службой по экологическому, технологическому и атомному надзору 15.12.2020 г. № 534 (в ред. Приказов Ростехнадзора от 19.01.2022 № 10, от 31.01.2023 № 24). Опубл. на офиц. интернет-портале правовой информации www.pravo.gov.ru, 29.12.2020, № 0001202012290079
5. Гасумов Р.А., Гасумов Э.Р. Математическая модель закачки вязкоупругих составов в продуктивный пласт // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. 2023. Т. 334.
№ 3. С. 218–228.
6. Казина Л.З., Ниценко В.А.,
Мирзаянов А.А., Питюк Ю.А.,
Самсонов И.В. Численное моделирование фильтрации газа и воды в микромодели пористой среды с трещиной
и ловушками // Нефтегазовое дело.
2023. Т. 21. № 4. С. 66–74.
7. Каракетов А.В. Математическое моделирование процесса блокирования продуктивного пласта при проведении капитального ремонта скважин // Газовая промышленность. 2020. № 2. С. 96–102.
8. Коротченко А.Н., Кислицын А.А. Математическая модель глушения нефтяной горизонтальной скважины // Вестник Тюменского государственного университета. Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика. 2023. Т. 9. № 2. С. 39–58.
9. Кустышев А.В., Коротченко А.Н., Колмаков Э.Э., Расамагин Н.И.,
Крюков П.И. Математическое моделирование технологических процессов закачивания раствора в скважину при проведении геолого-технических мероприятий // Вестник Тюменского государственного университета. Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика. 2015. Т. 1. № 4. С. 91–101.
10. Липатов А.В. Моделирование процесса ликвидации поглощений в скважинах вязкоупругими составами: специальность 25.00.15 «Технология бурения и освоения скважин»: диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук / Липатов Александр Владимирович. Самара: 2016. 22 с..
11. Мардашов Д.В. Комплексное моделирование глушения нефтяных скважин при подземном ремонте в осложненных условиях их эксплуатации: специальность 28.40.00: диссертация на соискание ученой степени доктора технических наук / Мардашов Дмитрий Владимирович, 2022. 368 с.
12. Никитин В.И. Анализ решения задачи о нахождении распределения скоростей при ламинарном движении нелинейно-вязкой промывочной жидкости в кольцевом пространстве скважины // Записки Горного института. 2022. Т. 258. № 6. С. 964–975.
13. Сидоров Л.С., Гилязова К.Ф.,
Шакирова Г.Н. Равновесное глушение как фактор сохранения продуктивности скважины // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2017. № 9. С. 25–28.
14. Azhikhanov N., Bisembaeva K.,
Zhunissov N. Mathematical model of fluid filtration to horizontal well in tight heterogeneous formation. Global Journal of Pure and Applied Mathematics, 2016, Vol. 12, issue 1, P. 201–211. (In Eng).
15. Khudayarov B.A., Turaev F.Zh. Mathematical modeling of the dynamics of viscoelastic pipelines with a flowing liquid. Young scientist, 2015, issue 8, P. 19–24. (In Eng).
Анализ подходов к глушению газопроявляющих скважин в условиях нормальных и аномально низких пластовых давлений // Нефтяное хозяйство. 2024. № 12. С. 118–121.
2. Никулин В.Ю., Нигматуллин Т.Э., Мукминов Р.Р., Ахмеров Р.И., Бондарев С.В., Сумзин С.А. Методика выбора блокирующих составов для глушения газовых скважин в условиях пластов покурской свиты // Газовая промышленность. 2025. № 9. С. 80–89.
3. РД 153-39-023-97. Правила ведения ремонтных работ в скважинах: утв. Минтопэнерго РФ 18.08.1997: введ. в действие 01.11.1997. М.: Минтопэнерго РФ, 1997. 164 с.
4. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности»: утв. Федеральной службой по экологическому, технологическому и атомному надзору 15.12.2020 г. № 534 (в ред. Приказов Ростехнадзора от 19.01.2022 № 10, от 31.01.2023 № 24). Опубл. на офиц. интернет-портале правовой информации www.pravo.gov.ru, 29.12.2020, № 0001202012290079
5. Гасумов Р.А., Гасумов Э.Р. Математическая модель закачки вязкоупругих составов в продуктивный пласт // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. 2023. Т. 334.
№ 3. С. 218–228.
6. Казина Л.З., Ниценко В.А.,
Мирзаянов А.А., Питюк Ю.А.,
Самсонов И.В. Численное моделирование фильтрации газа и воды в микромодели пористой среды с трещиной
и ловушками // Нефтегазовое дело.
2023. Т. 21. № 4. С. 66–74.
7. Каракетов А.В. Математическое моделирование процесса блокирования продуктивного пласта при проведении капитального ремонта скважин // Газовая промышленность. 2020. № 2. С. 96–102.
8. Коротченко А.Н., Кислицын А.А. Математическая модель глушения нефтяной горизонтальной скважины // Вестник Тюменского государственного университета. Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика. 2023. Т. 9. № 2. С. 39–58.
9. Кустышев А.В., Коротченко А.Н., Колмаков Э.Э., Расамагин Н.И.,
Крюков П.И. Математическое моделирование технологических процессов закачивания раствора в скважину при проведении геолого-технических мероприятий // Вестник Тюменского государственного университета. Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика. 2015. Т. 1. № 4. С. 91–101.
10. Липатов А.В. Моделирование процесса ликвидации поглощений в скважинах вязкоупругими составами: специальность 25.00.15 «Технология бурения и освоения скважин»: диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук / Липатов Александр Владимирович. Самара: 2016. 22 с..
11. Мардашов Д.В. Комплексное моделирование глушения нефтяных скважин при подземном ремонте в осложненных условиях их эксплуатации: специальность 28.40.00: диссертация на соискание ученой степени доктора технических наук / Мардашов Дмитрий Владимирович, 2022. 368 с.
12. Никитин В.И. Анализ решения задачи о нахождении распределения скоростей при ламинарном движении нелинейно-вязкой промывочной жидкости в кольцевом пространстве скважины // Записки Горного института. 2022. Т. 258. № 6. С. 964–975.
13. Сидоров Л.С., Гилязова К.Ф.,
Шакирова Г.Н. Равновесное глушение как фактор сохранения продуктивности скважины // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2017. № 9. С. 25–28.
14. Azhikhanov N., Bisembaeva K.,
Zhunissov N. Mathematical model of fluid filtration to horizontal well in tight heterogeneous formation. Global Journal of Pure and Applied Mathematics, 2016, Vol. 12, issue 1, P. 201–211. (In Eng).
15. Khudayarov B.A., Turaev F.Zh. Mathematical modeling of the dynamics of viscoelastic pipelines with a flowing liquid. Young scientist, 2015, issue 8, P. 19–24. (In Eng).
Аржанцев В.С., Трофимчук А.С., Егоров Е.Л.,
Зиатдинова Е.Ю., Раупов А.Р.
Филиал ООО «РН-ГИР» в городе Уфе — БашНИПИнефть
(ОГ ПАО «НК «Роснефть»), Уфа, Россия
arzhantsevvs@rn-gir.rosneft.ru
Зиатдинова Е.Ю., Раупов А.Р.
Филиал ООО «РН-ГИР» в городе Уфе — БашНИПИнефть
(ОГ ПАО «НК «Роснефть»), Уфа, Россия
arzhantsevvs@rn-gir.rosneft.ru
Анализ подходов к моделированию процесса глушения скважин. Обоснование особенностей модели для проектирования дизайна глушения скважин в осложненных условиях. Ретроспективный анализ ранее проведенных ремонтов скважин, осложненных поглощениями жидкости глушения и газопроявлением в условиях рассматриваемого объекта.
глушение скважин, моделирование, аномально низкое пластовое давление, газопроявление, поглощение, газооттесняющие оторочки, ретроспективный анализ
Никулин В.Ю., Костин Д.С., Нигматуллин Т.Э., Ишмухаметова А.А., Зейгман Ю.В., Филатов Ю.В. Определение эффективных дизайнов глушения скважин в условиях аномально низкого пластового давления и высокого газового фактора флюидов // Экспозиция Нефть Газ. 2026. № 2. С. 82–87.
DOI: 10.24412/2076-6785-2026-2-82-87
DOI: 10.24412/2076-6785-2026-2-82-87
30.03.2026
УДК 622.276.7
DOI: 10.24412/2076-6785-2026-2-82-87
DOI: 10.24412/2076-6785-2026-2-82-87
Рекомендуемые статьи
© Экспозиция Нефть Газ. Научно-технический журнал. Входит в перечень ВАК
+7 (855) 222-12-84