Обзор актуальных методов борьбы с пескопроявлением
Костилевский В.А., Дитц А.В., Бикбулатов О.В., Зырянов П.А., Никифоров С.С., Меркурьев К.К., Попов С.Н.
ПАО «ЛУКОЙЛ»,
Институт проблем нефти и газа РАН
ПАО «ЛУКОЙЛ»,
Институт проблем нефти и газа РАН
В данной работе рассмотрены основные причины осложнений при добыче нефти и газа, связанных с пескопроявлением. Проанализированы научные публикации отечественных и зарубежных специалистов по исследуемой проблеме. Приведены примеры химических и механических методов борьбы с пескопроявлением и механическими примесями. Обосновано актуальное направление исследований в данной области.
В процессе эксплуатации месторождений углеводородного сырья нефтегазодобывающие компании по всему миру сталкиваются с многочисленными осложнениями, приводящими к снижению продуктивности скважин, такими как: асфальтосмолопарафинистые отложения (АСПО), солеобразование, преждевременное обводнение продукции, пескопроявления, возникновение негерметичностей эксплуатационных колонн, эрозия и др.
В данной статье основное внимание было уделено вопросам эрозии нефтепромыслового оборудования, вызванной выносом песка. Эрозия проявляется на компонентах глубинно-
насосного оборудования (ГНО), колоннах насосно-компрессорных труб (НКТ), фонтанной
арматуры (ФА) и системах внутрипромысловых трубопроводов, системах подготовки и перекачки нефти и является одним из основных осложняющих факторов при разработке месторождений нефти и газа.
Одной из причин, влияющих на эрозию нефтепромыслового оборудования, является наличие механических примесей в составе добываемых флюидов. Механические примеси, входящие в состав сырой нефти, состоят преимущественно из песка, известняка, разрушенных частиц породы, оксидов металлов, нерастворимых компонентов самой нефти и соли.
Основными причинами выноса песка в слабосцементированных породах являются: низкая прочность пород-коллекторов или отсутствие межзернового цемента по причине слабоструктурированной породы пласта на небольших глубинах, разрушение цемента за счет снижения пластового и забойного давления (увеличения эффективных напряжений в коллекторе), воздействие пластовых флюидов и технологических жидкостей, форсированный отбор пластового флюида, добыча высоковязкой нефти, а также совокупность вышеописанных причин [1].
В данной статье основное внимание было уделено вопросам эрозии нефтепромыслового оборудования, вызванной выносом песка. Эрозия проявляется на компонентах глубинно-
насосного оборудования (ГНО), колоннах насосно-компрессорных труб (НКТ), фонтанной
арматуры (ФА) и системах внутрипромысловых трубопроводов, системах подготовки и перекачки нефти и является одним из основных осложняющих факторов при разработке месторождений нефти и газа.
Одной из причин, влияющих на эрозию нефтепромыслового оборудования, является наличие механических примесей в составе добываемых флюидов. Механические примеси, входящие в состав сырой нефти, состоят преимущественно из песка, известняка, разрушенных частиц породы, оксидов металлов, нерастворимых компонентов самой нефти и соли.
Основными причинами выноса песка в слабосцементированных породах являются: низкая прочность пород-коллекторов или отсутствие межзернового цемента по причине слабоструктурированной породы пласта на небольших глубинах, разрушение цемента за счет снижения пластового и забойного давления (увеличения эффективных напряжений в коллекторе), воздействие пластовых флюидов и технологических жидкостей, форсированный отбор пластового флюида, добыча высоковязкой нефти, а также совокупность вышеописанных причин [1].
Рассмотрим основные причины пескопроявлений в призабойной зоне более подробно. В качестве одной из основных причин выноса частиц из призабойной зоны пласта выделяют обводнение пластового флюида, которое возникает на ранней стадии эксплуатации скважины за счет появления воды в добываемой продукции. Глинистая составляющая, которая обеспечивает сцепление гранул породы между собой, подвергается процессу гидратации, что приводит к диспергированию элементов породы и, как следствие, снижению прочностных характеристик цемента [2].
С ростом обводненности усиливается вынос песка. В работе [3] наряду с вопросами обводненности добываемой продукции подробно рассмотрен процесс миграции частиц песка с потоком жидкости (суффозия) и сползание породы к забою скважины. Также в вышеприведенной публикации содержится расчет условий существования суффозии по методике В.А. Васильева для скважин Анастасиевско-Троицкого месторождения. Предложен способ крепления призабойной зоны скважин с учетом разуплотненного состояния породы.
Следующей важной причиной выноса частиц из призабойной зоны является снижение пластового давления. На более поздних стадиях эксплуатации месторождения, в случае если не поддерживается пластовое давление, происходит истощение пласта и увеличение эффективных напряжений в породе, вследствие чего возрастает риск ее разрушения [2]. Разрушение породы также усиливается при подтягивании подошвенной воды, в связи с чем может существенно снизится ее прочность. В таком случае разрушение может наступить и при меньшей величине эффективных напряжений, что приведет к интенсификации выноса песка в скважину.
С ростом обводненности усиливается вынос песка. В работе [3] наряду с вопросами обводненности добываемой продукции подробно рассмотрен процесс миграции частиц песка с потоком жидкости (суффозия) и сползание породы к забою скважины. Также в вышеприведенной публикации содержится расчет условий существования суффозии по методике В.А. Васильева для скважин Анастасиевско-Троицкого месторождения. Предложен способ крепления призабойной зоны скважин с учетом разуплотненного состояния породы.
Следующей важной причиной выноса частиц из призабойной зоны является снижение пластового давления. На более поздних стадиях эксплуатации месторождения, в случае если не поддерживается пластовое давление, происходит истощение пласта и увеличение эффективных напряжений в породе, вследствие чего возрастает риск ее разрушения [2]. Разрушение породы также усиливается при подтягивании подошвенной воды, в связи с чем может существенно снизится ее прочность. В таком случае разрушение может наступить и при меньшей величине эффективных напряжений, что приведет к интенсификации выноса песка в скважину.
Важной причиной возникновения пескопроявлений в скважинах является форсированный отбор жидкости. Согласно исследованиям, проведенным в работе [4], при высоких значениях дебита продукции растягивающие усилия приводят к разрушению породы за счет высокой депрессии, также с течением времени возрастает зона возмущения и эффективные напряжения в нефте- и газонасыщенных горизонтах.
В работах исследователей [1, 5–7] также указывается на тот факт, что еще одной веской причиной для выноса механических частиц является добыча высоковязкой нефти. Установлено, что вынос песка зависит также от вязкости добываемой жидкости. Чем выше вязкость флюида, тем меньше депрессия, которую можно создать и при которой консолидированные частицы породы начнут разрушаться.
При неглубоком залегании пласта песок выносится по причине слабого соединения зерен между собой, и для начала миграции частиц породы необходима меньшая депрессия. В работе [3] говорится, что слабосцементированные породы ведут себя в начале эксплуатации как упругая среда, однако в процессе эксплуатации происходит появление разуплотненных зон, что свидетельствует о том, что порода потеряла свою первоначальную структуру (скелет) и подверглась пластической деформации, что влияет на корректность расчетов при проведении химических обработок в рассматриваемых продуктивных пластах и, соответственно, снижает их качество.
Воздействие химических обработок пород-коллекторов приводит к разрушению кальцита, входящего в состав цементирующего агента, кислотами, выпадению солей в случае неверно подобранного состава химреагентов и основ для затворения.
В работе [8] представлена схема поэтапного развития процесса пескопроявления (рис. 1).
В работах исследователей [1, 5–7] также указывается на тот факт, что еще одной веской причиной для выноса механических частиц является добыча высоковязкой нефти. Установлено, что вынос песка зависит также от вязкости добываемой жидкости. Чем выше вязкость флюида, тем меньше депрессия, которую можно создать и при которой консолидированные частицы породы начнут разрушаться.
При неглубоком залегании пласта песок выносится по причине слабого соединения зерен между собой, и для начала миграции частиц породы необходима меньшая депрессия. В работе [3] говорится, что слабосцементированные породы ведут себя в начале эксплуатации как упругая среда, однако в процессе эксплуатации происходит появление разуплотненных зон, что свидетельствует о том, что порода потеряла свою первоначальную структуру (скелет) и подверглась пластической деформации, что влияет на корректность расчетов при проведении химических обработок в рассматриваемых продуктивных пластах и, соответственно, снижает их качество.
Воздействие химических обработок пород-коллекторов приводит к разрушению кальцита, входящего в состав цементирующего агента, кислотами, выпадению солей в случае неверно подобранного состава химреагентов и основ для затворения.
В работе [8] представлена схема поэтапного развития процесса пескопроявления (рис. 1).
Рис. 1. Схема поэтапного развития процесса пескопроявления (по данным работы [8])
Методы борьбы с пескопроявлением делятся на:
Коксование, которое относится к физико-химическим методам, является скорее побочным эффектом от внутрипластового горения. Основной задачей является добыча трудноизвлекаемых запасов нефти (ТРИЗ) из материнской породы за счет снижения вязкости под воздействием высокой температуры и химической реакции в пласте. Данный метод не применим для традиционных запасов.
- химические (закрепление зерен песка за счет прокачки в призабойную зону пласта различных химических составов на основе цементов, полимеров, смол и т. д.);
- физико-химические (коксование нефти при внутрипластовом горении);
- механические (установка скважинных забойных фильтров различных конструкций, материалов и набивок);
- технологические (подбор оптимальной депрессии путем ограничения дебита, при которой не происходит вынос песка);
- комбинированные (сочетание вышеперечисленных методов).
Коксование, которое относится к физико-химическим методам, является скорее побочным эффектом от внутрипластового горения. Основной задачей является добыча трудноизвлекаемых запасов нефти (ТРИЗ) из материнской породы за счет снижения вязкости под воздействием высокой температуры и химической реакции в пласте. Данный метод не применим для традиционных запасов.
Технологические методы требуют дополнительных расчетов по экономической эффективности работы скважины при планировании работ по ограничению дебита либо выполнению регулярного ремонта скважины с заменой УЭЦН. Современные геофизические приборы позволяют на основе шумометрии в режиме онлайн подобрать необходимый режим, при котором не происходит вынос песка. Суть метода заключается в подсчете ударов частиц механических примесей о геофизический прибор.
Недостатками механических методов являются дороговизна оборудования, необходимость спуска в составе нижнего заканчивания и привлечение бригады капитального ремонта скважин для проведения промывок фильтра по причине его кольматации механическими примесями. Следует отметить, что в составе верхнего заканчивания применяются скважинные фильтры и различные потокоотклонители, устанавливаемые в комплекте с насосами как центробежными, так и штанговыми, что в свою очередь гораздо дешевле и защищает инфраструктуру нефтегазодобывающих предприятий, но не избавляет от необходимости проведения частых ремонтов для очистки скважин от песчаных пробок.
Для прогноза пескопроявлений под воздействием уменьшающегося пластового или забойного давления применяют методы геомеханического моделирования [10, 11]. В таком случае в первую очередь производятся лабораторные исследования по определению упруго-прочностных свойств изучаемого продуктивного пласта-коллектора, что также является непростой задачей в связи с тем, что образцы слабоконсолидированной породы могут осыпаться уже при выносе керна на поверхность. В связи с этим применяются специальные методы исследования геомеханических свойств пород такого типа, позволяющие сохранить целостность образцов керна, пока они не будут разрушены непосредственно в процессе экспериментов.
После определения физико-механических свойств пород-коллекторов производится расчет напряженного состояния горной породы в околоскважинной зоне. Для чего применяются методы как аналитического, так и численного моделирования [12–15]. Аналитические методы расчета обычно применяют для прогноза пескопроявлений в открытом стволе скважины. В результате подобных расчетов обычно строится зависимость пластового и забойного давления, на которой выделяются области допустимых значений данных параметров, позволяющие избежать разрушения породы при снижении давления в пласте и околоскважинной зоне (рис. 2).
Недостатками механических методов являются дороговизна оборудования, необходимость спуска в составе нижнего заканчивания и привлечение бригады капитального ремонта скважин для проведения промывок фильтра по причине его кольматации механическими примесями. Следует отметить, что в составе верхнего заканчивания применяются скважинные фильтры и различные потокоотклонители, устанавливаемые в комплекте с насосами как центробежными, так и штанговыми, что в свою очередь гораздо дешевле и защищает инфраструктуру нефтегазодобывающих предприятий, но не избавляет от необходимости проведения частых ремонтов для очистки скважин от песчаных пробок.
Для прогноза пескопроявлений под воздействием уменьшающегося пластового или забойного давления применяют методы геомеханического моделирования [10, 11]. В таком случае в первую очередь производятся лабораторные исследования по определению упруго-прочностных свойств изучаемого продуктивного пласта-коллектора, что также является непростой задачей в связи с тем, что образцы слабоконсолидированной породы могут осыпаться уже при выносе керна на поверхность. В связи с этим применяются специальные методы исследования геомеханических свойств пород такого типа, позволяющие сохранить целостность образцов керна, пока они не будут разрушены непосредственно в процессе экспериментов.
После определения физико-механических свойств пород-коллекторов производится расчет напряженного состояния горной породы в околоскважинной зоне. Для чего применяются методы как аналитического, так и численного моделирования [12–15]. Аналитические методы расчета обычно применяют для прогноза пескопроявлений в открытом стволе скважины. В результате подобных расчетов обычно строится зависимость пластового и забойного давления, на которой выделяются области допустимых значений данных параметров, позволяющие избежать разрушения породы при снижении давления в пласте и околоскважинной зоне (рис. 2).
Рис. 2. График зависимости забойного и пластового давления с указанием области допустимых значений данных характеристик, в пределах которых будут отсутствовать пескопроявления в скважине (по данным работы [15])
Однако если учитывать конструктивные элементы скважины, такие как колонна и цементная крепь, а также для условий наклонно-направленных скважин чаще всего используют методы численного моделирования напряженно-деформированного состояния пласта с применением, например, метода конечных элементов [16–18].
Следует отметить, что в работах специалистов [19–22] отмечается, что на изменение упруго-прочностных свойств коллектора могут оказывать влияние физико-химически активные жидкости, такие как: вода с химическим составом, отличающимся от пластовой; буровой раствор; кислоты, щелочи и потокоотклоняющие жидкости, применяемые при обработке околоскважинной зоны, и др. В таком случае проявляются сопряженные механико-химические эффекты [23]. Так, в публикациях [19–20] показано, что для слабосцементированных коллекторов происходит весьма существенное уменьшение упруго-прочностных свойств. В частности, после насыщения образцов водой авторы получили 1,5–2-кратное снижение модуля Юнга и 2–4-кратное снижение предела прочности при сжатии. Следует отметить, что подобные эффекты изучены весьма слабо, в особенности для влияния различных химически активных жидкостей на физико-механические свойства слабосцементированных коллекторов.
Работа выполнена в рамках госзадания «Экспериментальные и теоретические исследования межфазных явлений, термодинамических, физико-химических и геомеханических свойств нефтегазовых пластовых систем для повышения эффективности освоения трудноизвлекаемых запасов углеводородов» (FMME – 2022-0008, Рег. № НИОКТР 122022800364-6)
Отмечено, что влияние различных химически активных жидкостей на прочностные свойства породы слабо изучено. Выбор методов предупреждения и борьбы с пескопроявлением необходимо проводить, основываясь на данных изучения физико-механических свойств кернов.
В связи с вышеизложенным можно сделать вывод, что актуальными являются разработка и использование новых комбинированных методов, которые позволят получить более качественный результат и продлить действие каждой технологии за счет синергии, что будет более экономически целесообразно.
Выбор методов необходимо проводить, используя ряд показателей работы скважины, а также геомеханической модели, основанной как на лабораторных исследованиях керна, так и на данных геофизики, информацию о проведенных мини-ГРП, образовании вывалов в процессе бурения, иную технологическую информацию из дел скважин.
Комплексный хронологический анализ проблем со скважиной позволит максимально эффективно подобрать методы борьбы с пескопроявлениями, за счет чего, в свою очередь, появится возможность избежать риска выноса песка, снизить затраты на проведение ремонтов скважин как за счет увеличения наработки ГНО, продуктивных объектов, так и за счет увеличения межремонтного периода промывки песчаных пробок в стволе скважин.
Выбор методов необходимо проводить, используя ряд показателей работы скважины, а также геомеханической модели, основанной как на лабораторных исследованиях керна, так и на данных геофизики, информацию о проведенных мини-ГРП, образовании вывалов в процессе бурения, иную технологическую информацию из дел скважин.
Комплексный хронологический анализ проблем со скважиной позволит максимально эффективно подобрать методы борьбы с пескопроявлениями, за счет чего, в свою очередь, появится возможность избежать риска выноса песка, снизить затраты на проведение ремонтов скважин как за счет увеличения наработки ГНО, продуктивных объектов, так и за счет увеличения межремонтного периода промывки песчаных пробок в стволе скважин.
1. Березовский Д.А., Бекетов С.Б. Анализ технологических методов снижения последствий пескопроявлений в скважинах // Булатовские чтения. 2022. С. 159–165.
2. Клещенко И.И., Зозуля Г.П.,
Ягафаров А.К. Теория и практика ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах. Тюмень: ТюмГНГУ, 2010. 343 с.
3. Жихор П.С. Исследование процессов разрушения слабоконсолидированного пласта и разработка технологии предотвращения пескопроявлений. Автореферат. Краснодар: 2014. 24 c.
4. Абдулаева Э.С.к. Разработка и применение новых методов ограничения влияния пескопроявления на добычу и сбор продукции в условиях морских нефтяных месторождений. Автореферат. Баку: 2022. 37 с.
5. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Технология капитального и подземного ремонта нефтяных и газовых скважин. Краснодар: Сов. Кубань, 2002. 356 с.
6. Acock A., Orourke T., Shirmboh D. et al. Practical approaches to sand management. Oilfield Review, 2004, Vol. 16, issue 9, P. 10–27. (In Eng).
7. Куклинская Е.Ю. Обоснование и разработка составов технологических жидкостей для укрепления призабойной зоны пласта при освоении и ремонте газовых скважин. Диссертация. Ставрополь: 2018. 20 c.
8. Тананыхин Д.С. Обоснование технологии крепления слабосцементированных песчаников в призабойной зоне нефтяных и газовых скважин химическим способом. Афтореферат. Санкт-Петербург: 2013. 22 с.
9. Павлов В.А., Кулешов В.С., Кудымов А.Ю., Якубоский А.С., Субботин М.Д.,
Пташный А.В., Абзгильдин Р.Р., Максимов Е.В. Влияние природы насыщающего агента на упруго-прочностные свойства пород газовых месторождений // Экспозиция Нефть Газ. 2021. № 1. С. 11–16.
10. Zoback M.D. Reservoir geomechanics. Cambridge, U.K.: Cambridge University press, 2007, 505 p. (In Eng).
11. Fjear E., Holt R.M., Horsrud P., Raaen A.M., Risnes R. Petroleum related rock mechanics. Amsterdam: Elsevier, 2008, 492 p. (In Eng).
12. Павлов В.А., Павлюков Н.А., Субботин М.Д., и др. Обоснование режимов эксплуатации скважин сеноманской газовой залежи Харампурского месторождения по результатам геомеханического моделирования // Экспозиция Нефть Газ. 2021. № 2. С. 41–46.
13. Ермолаев А.И., Ефимов С.И., Пятибратов П.В., Миниханов Е.Д., Дубиня Н.В., Леонова А.М. Оценка предельного забойного давления, исключающего разрушение призабойной зоны пласта, на основе геомеханических исследований керна // Научные труды НИПИ Нефтегаз ГНКАР. 2023. № S1. С. 61–69.
14. Araujo E.F., Alzate-Espinosa G.A., Arbelaez-Londono A., Pena Clavijo S., Cardona Ramirez A., Naranjo Agudelo А. Analytical prediction model of and production integrating geomechanics for open hole and cased – perforated wells. SPE Heavy and Extra Heavy Oil Conference: Latin America, 2023, 11 p., SPE 171107. (In Eng).
15. Palmer I., Vaziri H., Willson S., Moschovidis Z., Cameron J. Ispas I. Predicting and managing sand production: a new strategy. SPE Annual technical conference and exhibition, Denver, Colorado, 2003, 13 p., SPE 84499. (In Eng).
16. Чернышов С.Е., Попов С.Н., Варушкин С.В., Мелехин А.А., Кривощеков С.Н.,
Рен Ш. Научное обоснование методов вторичного вскрытия фаменских отложений юго-востока Пермского края на основании геомеханического моделирования // Записки Горного института. 2022. Т. 257. С. 732–743.
17. Попов С.Н. Геомеханическое моделирование и анализ устойчивости эксплуатационной колонны в условиях частичного отсутствия цементного камня //
Научные труды НИПИ Нефтегаз ГНКАР. 2022. № S2. С. 45–51.
18. Попов С.Н. Определение коэффициента запаса прочности цементного камня на основе численного моделирования напряженно-деформированного состояния околоскважинной зоны с учетом изменения упруго-прочностных свойств цемента в процессе его твердения и под воздействием кислотного реагента // Научные труды НИПИ Нефтегаз ГНКАР. 2021. № S2. С. 8–16.
19. Субботин М.Д., Павлов В.А., Королев Д.О., Кудымов А.Ю., Манторов А.Н.,
Скоробогач М.А. Влияние флюида насыщения на упруго-прочностные свойства горных пород меловых отложений на примере объектов АО «Сибнефтегаз» // Нефтяная провинция. 2023. № 2. С. 85–96.
20.Павлов В.А., Лапин К.Г., Гаврись А.С. и др. Оценка влияния геомеханических эффектов на изменение фильтрационно-емкостных свойств в условиях слабосцементированного коллектора // Территория Нефтегаз. 2019. № 10.
С. 46–52.
21. Попов С.Н., Муминов С.А. Вариации фильтрационно-емкостных свойств карбонатных коллекторов под воздействием механико-химических эффектов в процессе лабораторных исследований при нагнетании воды различного химического состава // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2022. № 8. С. 42–48.
22. Попов С.Н., Муминов С.А. Проявление механико-химических эффектов при экспериментальных исследованиях влияния фильтрации жидкости на физико-механические свойства карбонатных коллекторов // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2023. № 4. С. 42–48.
23. Попов С.Н. Михайлов Н.Н. Механико-химические эффекты при разработке месторождений нефти и газа. М.: Издательство РГУ (НИУ) им. И.М. Губкина. 2023. 300 с.
2. Клещенко И.И., Зозуля Г.П.,
Ягафаров А.К. Теория и практика ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах. Тюмень: ТюмГНГУ, 2010. 343 с.
3. Жихор П.С. Исследование процессов разрушения слабоконсолидированного пласта и разработка технологии предотвращения пескопроявлений. Автореферат. Краснодар: 2014. 24 c.
4. Абдулаева Э.С.к. Разработка и применение новых методов ограничения влияния пескопроявления на добычу и сбор продукции в условиях морских нефтяных месторождений. Автореферат. Баку: 2022. 37 с.
5. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Технология капитального и подземного ремонта нефтяных и газовых скважин. Краснодар: Сов. Кубань, 2002. 356 с.
6. Acock A., Orourke T., Shirmboh D. et al. Practical approaches to sand management. Oilfield Review, 2004, Vol. 16, issue 9, P. 10–27. (In Eng).
7. Куклинская Е.Ю. Обоснование и разработка составов технологических жидкостей для укрепления призабойной зоны пласта при освоении и ремонте газовых скважин. Диссертация. Ставрополь: 2018. 20 c.
8. Тананыхин Д.С. Обоснование технологии крепления слабосцементированных песчаников в призабойной зоне нефтяных и газовых скважин химическим способом. Афтореферат. Санкт-Петербург: 2013. 22 с.
9. Павлов В.А., Кулешов В.С., Кудымов А.Ю., Якубоский А.С., Субботин М.Д.,
Пташный А.В., Абзгильдин Р.Р., Максимов Е.В. Влияние природы насыщающего агента на упруго-прочностные свойства пород газовых месторождений // Экспозиция Нефть Газ. 2021. № 1. С. 11–16.
10. Zoback M.D. Reservoir geomechanics. Cambridge, U.K.: Cambridge University press, 2007, 505 p. (In Eng).
11. Fjear E., Holt R.M., Horsrud P., Raaen A.M., Risnes R. Petroleum related rock mechanics. Amsterdam: Elsevier, 2008, 492 p. (In Eng).
12. Павлов В.А., Павлюков Н.А., Субботин М.Д., и др. Обоснование режимов эксплуатации скважин сеноманской газовой залежи Харампурского месторождения по результатам геомеханического моделирования // Экспозиция Нефть Газ. 2021. № 2. С. 41–46.
13. Ермолаев А.И., Ефимов С.И., Пятибратов П.В., Миниханов Е.Д., Дубиня Н.В., Леонова А.М. Оценка предельного забойного давления, исключающего разрушение призабойной зоны пласта, на основе геомеханических исследований керна // Научные труды НИПИ Нефтегаз ГНКАР. 2023. № S1. С. 61–69.
14. Araujo E.F., Alzate-Espinosa G.A., Arbelaez-Londono A., Pena Clavijo S., Cardona Ramirez A., Naranjo Agudelo А. Analytical prediction model of and production integrating geomechanics for open hole and cased – perforated wells. SPE Heavy and Extra Heavy Oil Conference: Latin America, 2023, 11 p., SPE 171107. (In Eng).
15. Palmer I., Vaziri H., Willson S., Moschovidis Z., Cameron J. Ispas I. Predicting and managing sand production: a new strategy. SPE Annual technical conference and exhibition, Denver, Colorado, 2003, 13 p., SPE 84499. (In Eng).
16. Чернышов С.Е., Попов С.Н., Варушкин С.В., Мелехин А.А., Кривощеков С.Н.,
Рен Ш. Научное обоснование методов вторичного вскрытия фаменских отложений юго-востока Пермского края на основании геомеханического моделирования // Записки Горного института. 2022. Т. 257. С. 732–743.
17. Попов С.Н. Геомеханическое моделирование и анализ устойчивости эксплуатационной колонны в условиях частичного отсутствия цементного камня //
Научные труды НИПИ Нефтегаз ГНКАР. 2022. № S2. С. 45–51.
18. Попов С.Н. Определение коэффициента запаса прочности цементного камня на основе численного моделирования напряженно-деформированного состояния околоскважинной зоны с учетом изменения упруго-прочностных свойств цемента в процессе его твердения и под воздействием кислотного реагента // Научные труды НИПИ Нефтегаз ГНКАР. 2021. № S2. С. 8–16.
19. Субботин М.Д., Павлов В.А., Королев Д.О., Кудымов А.Ю., Манторов А.Н.,
Скоробогач М.А. Влияние флюида насыщения на упруго-прочностные свойства горных пород меловых отложений на примере объектов АО «Сибнефтегаз» // Нефтяная провинция. 2023. № 2. С. 85–96.
20.Павлов В.А., Лапин К.Г., Гаврись А.С. и др. Оценка влияния геомеханических эффектов на изменение фильтрационно-емкостных свойств в условиях слабосцементированного коллектора // Территория Нефтегаз. 2019. № 10.
С. 46–52.
21. Попов С.Н., Муминов С.А. Вариации фильтрационно-емкостных свойств карбонатных коллекторов под воздействием механико-химических эффектов в процессе лабораторных исследований при нагнетании воды различного химического состава // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2022. № 8. С. 42–48.
22. Попов С.Н., Муминов С.А. Проявление механико-химических эффектов при экспериментальных исследованиях влияния фильтрации жидкости на физико-механические свойства карбонатных коллекторов // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2023. № 4. С. 42–48.
23. Попов С.Н. Михайлов Н.Н. Механико-химические эффекты при разработке месторождений нефти и газа. М.: Издательство РГУ (НИУ) им. И.М. Губкина. 2023. 300 с.
Костилевский В.А., Дитц А.В., Бикбулатов О.В., Зырянов П.А., Никифоров С.С.,
Меркурьев К.К., Попов С.Н.
ПАО «ЛУКОЙЛ», Москва, Россия; Институт проблем нефти и газа РАН, Москва, Россия
popov@ipng.ru
Меркурьев К.К., Попов С.Н.
ПАО «ЛУКОЙЛ», Москва, Россия; Институт проблем нефти и газа РАН, Москва, Россия
popov@ipng.ru
Проведен анализ и обзор источников литературы, в которых исследуются актуальные методы борьбы с механическими примесями. Описаны основные причины выноса механических примесей и методы борьбы с ними.
пескопроявление, фильтрационно-емкостные свойства, добыча нефти и газа, технологии ограничения водопритока, обводненная скважина, упруго-прочностные свойства
Костилевский В.А., Дитц А.В., Бикбулатов О.В., Зырянов П.А., Никифоров С.С., Меркурьев К.К.,
Попов С.Н. Обзор актуальных методов борьбы с пескопроявлениями при разработке месторождений нефти и газа // Экспозиция Нефть Газ. 2024. № 5. С. 68–72.
DOI: 10.24412/2076-6785-2024-5-68-72
Попов С.Н. Обзор актуальных методов борьбы с пескопроявлениями при разработке месторождений нефти и газа // Экспозиция Нефть Газ. 2024. № 5. С. 68–72.
DOI: 10.24412/2076-6785-2024-5-68-72
25.06.2024
УДК 622.279.74
DOI: 10.24412/2076-6785-2024-5-68-72
DOI: 10.24412/2076-6785-2024-5-68-72
Рекомендуемые статьи
© Экспозиция Нефть Газ. Научно-технический журнал. Входит в перечень ВАК
+7 (495) 414-34-88