Отправить статью по E-mail Обоснование и выбор метода ограничения водопритока в скважины с горизонтальным окончанием в условиях низкопроницаемых терригенных коллекторов на примере эксплуатационного объекта ЮС2 нефтегазоконденсатного месторождения
- Авторы: Савенок О.В.1, Жарикова Н.Х.1, Чуйкова Е.П.1, Верисокин А.Е.2, Хадид М.3, Поварова Л.В.4, Калашников Д.С.2, Доманова А.С.2
-
Учреждения:
- Санкт-Петербургский горный университет императрицы Екатерины II
- Северо-Кавказский федеральный университет
- Университет Аль-Баас
- Кубанский государственный технологический университет
- Выпуск: Том 336, № 1 (2025)
- Страницы: 193-205
- Раздел: Статьи
- URL: https://ogarev-online.ru/2500-1019/article/view/281796
- DOI: https://doi.org/10.18799/24131830/2025/1/4563
- ID: 281796
Цитировать
Полный текст
Аннотация
Актуальность. Сегодня большая часть эксплуатируемых в РФ месторождений перешла на заключительный этап разработки, что влечёт за собой неминуемый рост числа факторов, осложняющих процесс добычи углеводородов. Одним из таких факторов является повышенная обводнённость добываемой продукции. Данная проблема является причиной увеличения удельного расхода энергии на добычу жидкости, увеличения затрат на разделение нефти и воды в системе сбора и подготовки, а также роста числа отказов оборудования вследствие коррозии, отложения минеральных солей и образования стойких водонефтяных эмульсий. На многих месторождениях уровень обводнённости продукции уже достигает 98–99 %, что является пределом рентабельности добычи и требует принятия мер, направленных на уменьшение доли добываемой воды. Издержки становятся на порядок выше, если речь идёт о горизонтальных скважинах, в силу более высокой сложности и стоимости проводимых на них работ. Цель. Повышение эффективности проведения водоизоляционных работ в горизонтальных добывающих скважинах путём определения наиболее подходящего химического состава для ограничения водопритока, который бы соответствовал предъявляемым требованиям и был доступен в больших количествах широкому кругу отечественных нефтегазовых компаний. Объект. Анализ мероприятий по снижению обводнённости скважинной продукции. Предмет. Различные химические реагенты для изоляции водопритока и методы определения пригодности скважины для проведения водоизоляционных работ. Методы. Общенаучные (анализ, обобщение, синтез, классификация) и конкретно-научные (математическое моделирование, программное моделирование). Совокупность и сочетание данных методов адекватны цели и задачам, объекту и предмету исследования данной работы. Результаты. В статье выполнено исследование по повышению эффективности работы горизонтальных скважин в условиях повышенной обводнённости добываемой продукции, на основании которого определён наиболее эффективный метод ограничения водопритока – использование гелеобразующих композиций. Выполнено моделирование полимерного заводнения в программном комплексе tNavigator, и сравнены два сценария разработки, а также разработана методика подбора скважин-кандидатов для проведения водоизоляционных работ, реализованная в виде компьютерной программы, написанной на языке программирования Python.
Ключевые слова
Полный текст
Общие сведения о месторождении
Рассматриваемое нефтегазоконденсатное месторождение находится в Сургутском районе ХМАО и является одним из крупнейших месторождений на территории России. По количеству начальных извлекаемых запасов относится к группе уникальных месторождений. Геологическое строение сложное, в 21 пласте обнаружена 151 залежь нефти и газа [1].
На месторождении выделено 10 эксплуатационных объектов: АС4-8, АС6/1, АС7-8, АС9, БС1-2, БС10/1, БС10, БС14-19, ЮС1 и ЮС2. Каждый из них в данный момент разрабатывается. В настоящее время идёт активное разбуривание объекта ЮС2, который в ближайшем будущем будет обеспечивать основную долю в добыче на месторождении.
Пласт ЮС2 характеризуется низкой расчленённостью разреза, количество проницаемых пропластков в пласте по скважинам изменяется от 1 до 7, в среднем коэффициент расчленённости равен 2,1. Толщины проницаемых пропластков изменяются в диапазоне от 0,4 до 14,6 м. Коэффициент песчанистости по разрезу изменяется от 0,02 до 1 и в среднем равен 0,282. Средние значения фильтрационно-емкостных свойств в целом по пласту составляют: пористость – 18,4 %, проницаемость – 19×10–3 мкм2. Средняя нефтенасыщенность равна 65,8 %.
На момент начала разработки в пласте ЮС2 наблюдались следующие параметры:
- начальное пластовое давление – 23,1 МПа;
- начальная пластовая температура – 67 °С.
- В настоящий момент данные параметры принимают следующие значения:
- текущее пластовое давление – 22 МПа;
- текущая пластовая температура – 42 °С.
На месторождении введена система поддержания пластового давления, основанная на закачке попутно добываемой воды в продуктивные пласты посредством нагнетательных скважин. Соответственно, режим работы залежей водонапорный.
Начальные извлекаемые запасы составляют 1,5 млрд т. Текущая выработка – 45 %. В настоящее время основная доля отборов происходит из объекта ЮС2 с начальными извлекаемыми запасами в 541,317 млн т.
Месторождение введено в разработку в 1973 г. и на данный момент находится на четвертой завершающей стадии. Порядка 66,5 % фонда добывающих скважин характеризуется высокой обводнённостью свыше 90 % вследствие высокой степени выработанности запасов и неоднородного строения продуктивных горизонтов, наличия нарушений и трещин, что является причиной раннего прорыва воды к забоям добывающих скважин [2, 3].
Анализ фонда скважин
Утверждённый проектный фонд по месторождению в целом составляет 8738 скважин, в том числе: основной фонд – 8217, резервный – 521. Фонд скважин для бурения – 1958, в том числе: основной фонд – 1437, резервный – 521.
По состоянию на 01.01.2012 г. на месторождении числится 6780 скважин, в том числе: добывающих – 4254, нагнетательных – 2376, газовых – 21, водозаборных – 129.
В 2021 г. в эксплуатации на нефть перебывало 3080 скважин, средний дебит скважин по нефти составил 9,2 т/сут., средняя обводнённость продукции – 94,6 %. С обводнённостью выше 90 % эксплуатируется 2049 скважин (66,5 % от общего фонда). Добыча нефти из высокообводнённого фонда составляет 4780,7 тыс. т (52,2 % от общего отбора). Из приведённых значений видно, что значительная доля скважин на месторождении осложнена проблемой высокого содержания воды в добываемой продукции. Причинами этого может служить: 1) недостаточная эффективность принимаемых на месторождении мер по изоляции водопритоков; 2) сложное геологическое строение, способствующее преждевременному прорыву воды в добывающие скважины: 3) высокая степень выработанности запасов; 4) наличие большого количества промытых водой зон. Необходимо совершенствовать систему предупреждения прорыва воды в добывающие скважины, так как это позволит значительно уменьшить издержки производства и увеличить конечный коэффициент извлечения нефти [4, 5].
Моделирование методики определения пригодности скважины для проведения водоизоляционных работ
Первым этапом в проведении любого геолого-технического мероприятия (ГТМ), в ходе которого в скважину будут закачаны химические реагенты, является выбор оптимального места для ввода данных реагентов. В случае с водоизоляционными работами таким местом является добывающая либо нагнетательная скважины [6–9].
Определение пригодности скважины для водоизоляционных работ включает в себя целый ряд этапов, таких как:
- определение наиболее проблемных скважин, осложнённых процессом обводнения;
- анализ геолого-промысловых данных, истории эксплуатации скважины и проводимых ранее ГТМ;
- диагностика причин обводнения скважин;
- анализ критериев эффективности различных технологических решений, направленных на снижение уровня обводнённости;
- расчёт основных технологических параметров и экономической эффективности планируемого мероприятия.
Для успешной реализации планируемого мероприятия необходимо провести анализ большого количества промысловой информации, среди которой присутствует следующая [10–12]:
- геолого-технические характеристики добывающей скважины;
- темпы добычи нефти и данные по изменению обводнённости с самого начала эксплуатации скважины;
- описание и результаты проведения скважинных операций;
- наличие водоносных пластов в скважине и их расположение;
- дислокация скважины относительно контура нефтеносности;
- расположение водонефтяного контакта;
- уровень истощения запасов;
- свойства пластовой воды;
- информация о конструкции скважины;
- насыщенность по толщине, литология и структура пласта.
Собрав воедино все данные, можно приступить к непосредственному подбору скважины согласно следующей методике (рис. 1) [13].
Приведённая на рис. 1 методика определения пригодности скважины для водоизоляционных работ включает в себя 4 ключевых этапа.
- Поиск проблемных скважин. Данный шаг включает в себя выборку скважин с резким скачком обводнённости выше 40 %, поскольку увеличение доли воды в добываемой продукции свыше 40 % и вплоть до 75 % вызывают инверсию фаз водонефтяной эмульсии, и начинают образовываться аномально высоковязкие эмульсии типа «нефть в воде», что в значительной степени осложняет процесс добычи и переработки нефти. Также на данном этапе отсеиваются скважины, проведение водоизоляционных работ на которых нецелесообразно ввиду того, что в окрестности этих скважин отсутствуют необходимые объёмы ещё не выработанных запасов, наличие которых необходимо для достижения желаемого технологического и экономического эффекта [14–16].
Рис. 1. Предлагаемая методика определения пригодности скважины для водоизоляционных работ
Fig. 1. Proposed methodology for determining the suitability of a well for waterproofing work
Поиск причины обводнения. Данный этап направлен на точное установление причины обводнения добывающей нефтяной скважины. Можно с уверенностью сказать, что иностранные компании обладают более совершенным оборудованием для проведения ГИС. Каротаж в горизонтальных скважинах позволяет точно выявить место притока нежелательного флюида в скважину и тип самого флюида. Эти данные получают посредством измерения температуры поступающей в скважину жидкости, её плотности, скорости фильтрации и электрического сопротивления.
Поскольку основным отличием вертикальных скважин от горизонтальных является их геометрическая конфигурация и то, что каротажные приборы могут пройти всего порядка 300 м в горизонтальном стволе, возникает проблема повышения охвата таких скважин исследованиями. Решается она посредством применения различных технологий: колтюбинговых, PLT (production logging test – измерение профиля притока), динамического маркерного мониторинга профиля и состава притока и др. Следующий набор факторов оказывает влияние на интерпретацию данных ГИС в горизонтальных стволах:
- длина пройденного прибором пути, который в большинстве случаев значительно больше такового в вертикальных скважинах. Также в силу интенсивного перемешивания поступающих в скважину флюидов сложность интерпретации данных значительно возрастает;
- при большой длине горизонтального участка происходит разделение фильтрующейся жидкости на фазы как в наземных нефте- или газопроводах и емкостях для отстаивания.
Помимо всего перечисленного на точность получаемых данных влияет изменение скорости потока, проходящего вблизи датчиков прибора. В связи со всеми этими факторами разработана улучшенная система каротажа, способная наиболее правильно собирать каротажные данные даже в очень сложных условиях измерения, таких как горизонтальные и наклонно-направленные скважины [17–19].
Кроме проведения ГИС второй этап включает в себя анализ истории работы скважины на наличие подобных осложнений в прошлом и мероприятия по борьбе с этими осложнениями, а также технологический эффект от проведённых мероприятий.
- Подбор подходящей технологии ограничения водопритока, включающий выбор технологии, соответствующей наибольшему количеству данных, полученных на втором этапе.
В зависимости от конфигурации ловушки и состояния скважины причины обводнения будут варьироваться, поскольку неудовлетворительное техническое состояние приводит к заколонным перетокам, которые в свою очередь приводят к поступлению в скважину воды из выше- или нижележащих пластов, никак не связанных с коллектором гидродинамически [20–22].
На рис. 2 показаны технические причины обводнения скважин. Они подразделяются на две крупные группы: нарушение герметичности эксплуатационной колонны и затрубная циркуляция из-за негерметичности.
Рис. 2. Технические причины обводнения скважин
Fig. 2. Technical reasons for well watering
Существуют также и геологические причины обводнения. Основные из них: подъём ВНК к интервалу перфорации, прорыв воды по продуктивному пласту, трещиноватость, позволяющая прорываться воде из нагнетательной скважины, и трещиноватость, по которой вода из водоносных горизонтов переходит в нефтеносные. Классификация геологических причин обводнения приведена на рис. 3.
Рис. 3. Геологические причины обводнения скважин
Fig. 3. Geological reasons for well watering
При наличии определённости в вопросе того, что является причиной повышенной обводнённости скважинной продукции, следующим шагом будет рассмотрение различных способов борьбы с данной проблемой, среди которых присутствуют следующие:
- использование кремнийорганических тампонирующих составов, а также различных синтетических смол, производных акриловых кислот и цементных и нефтецементных растворов;
- использование профильных перекрывателей, накладных муфт, пакеров, вязкоупругих систем и др.
Каждый из приведённых сценариев требует дополнительных исходных данных, таких как тип коллектора, пластовое давление и температура, интервал перфорации, способ заканчивания скважины, профиль притока и приёмистости и т. д. Когда имеются все данные, необходимые для расчёта, определяются основные технологические параметры выбранной технологии, такие как объём композиции, скорость закачки, радиус проникновения изолирующего агента в пласт и т. д. [23–25].
- Расчёт экономической и технологической эффективности. На данном этапе производится математическое моделирование результатов ремонтно-изоляционных работ и их последующая оценка. Рассчитываются такие параметры, как дополнительная добыча, чистый дисконтированный доход (ЧДД) и индекс доходности (ИД). При ЧДД>0 и ИД>1 проект признаётся рентабельным и в дальнейшем рассматривается в качестве потенциального к непосредственной реализации. Данный алгоритм запрограммирован в среде Python (рис. 4).
Рис. 4. Программный код в среде программирования Python, реализующий разработанный алгоритм
Fig. 4. Program code in the Python programming environment that implements the developed algorithm
Моделирование полимерного заводнения в программном комплексе tNavigator
Одним из распространённых методов регулирования профиля вытеснения и борьбы с ранними прорывами нагнетаемой воды является процесс полимерного заводнения, при котором в нагнетательную скважину закачивается оторочка полимерного состава. Этот состав, взаимодействуя с водой, значительно повышает её вязкостные характеристики, тем самым проникая в наиболее проницаемые промытые зоны и образуя там устойчивый экран, не позволяющий воде фильтроваться по промытым ранее в горной породе каналам. За счёт этого эффекта нагнетаемый флюид начинает проникать в зоны, ранее не задействованные в процессе разработки, тем самым повышая конечную нефтеотдачу.
В приведённой модели рассматриваются два случая: с применением полимерного заводнения и без него. Расчёт ведётся на 12 лет. В конце планируется сравнить две приведённые модели и сделать выводы по поводу эффективности борьбы с обводнённостью путём использования данного метода.
Имеется продуктивный пласт с подстилающим его водоносным пластом, нагнетательная и добывающая скважина с горизонтальным окончанием (рис. 5).
На рис. 6 приведена карта нефтенасыщенности в конце расчёта. По представленным рисункам видно, что в случае с полимерным заводнением нефтенасыщенность пласта в окрестности нагнетательной скважины значительно ниже, чем в случае с отсутствием полимерного заводнения. Это объясняется лучшим соотношением вязкости закачиваемой и вытесняемой жидкостей, благодаря которому нагнетаемая в пласт вода не прорывается по наиболее проницаемым каналам, а фронт вытеснения продвигается значительно ровнее [26–28].
На приведённом графике накопленных отборов (рис. 7) можно видеть, что при использовании полимерного заводнения снижаются отборы воды и повышаются отборы нефти, связано это с вышеперечисленными факторами.
В табл. 1 показана разница в отборах нефти и воды при реализации различных сценариев.
Рис. 5. Расположение нагнетательной и добывающей скважин
Fig. 5. Location of injection and production wells
Таблица 1. Разница в отборах нефти и воды при реализации различных сценариев
Table 1. Differences in oil and water extractions under different scenarios
Дата/Date | 01.05.2022 | 01.01.2034 | |
тыс. м3/thousand m3 | Без полимера/Without polymer | ||
накопленная нефть/accumulated oil | 0 | 257,98 | |
накопленная вода accumulated water | 1395,23 | ||
С полимером/With polymer | |||
накопленная нефть/accumulated oil | 0 | 267,24 | |
накопленная вода accumulated water | 1092,00 | ||
накопленная нефть (разность) accumulated oil (difference) | 9,26 | ||
накопленная вода (разность) accumulated water (difference) | –303,23 | ||
Рис. 6. Карта нефтенасыщенности в конце расчёта: а) с полимером; б) без полимера
Fig. 6. Oil saturation map at the end of the calculation: a) with polymer; b) without polymer
Рис. 7. График накопленных отборов
Fig. 7. Accumulated selections schedule
Анализ экономической эффективности
На основании проведённого анализа необходимо рассчитать показатели рентабельности предлагаемого инвестиционного проекта. Для этого сравним два сценария: эксплуатация обводнённой скважины и эксплуатация скважины, изолированной гелеобразующим составом. Период расчёта – 5 лет. Дебит скважины изменяется во времени и зависит от значения давления на контуре питания. Экономический эффект от проведённой операции складывается исходя из дополнительной добычи нефти. В расчётах учтём, что водоизолирующий экран не теряет своих свойств в течение 3 лет, далее должна проводиться повторная обработка [29–31].
Исходные данные для расчёта приведены в табл. 2, результаты проведённых расчётов – в табл. 3.
Таблица 2. Исходные данные для расчёта
Table 2. Initial data for calculation
Стоимость 1 кг реагента, р./Cost of 1 kg of reagent, rub. | 6000 |
Дебит по нефти до обработки, т/сут. Oil flow rate before processing, tons/day | 61 |
Дебит по нефти после обработки, т/сут. Oil flow rate after processing, tons/day | 69,6 |
Плотность реагента, кг/м3/Reagent density, kg/m3 | 1100 |
Зарплата бригады КРС средняя, р./ч Average salary of a well overhaul team, rub./hour | 512 |
Аренда оборудования, р./ч/Equipment rental, rub./hour | 2000 |
Таблица 3. Результаты проведённых расчётов
Table 3. Results of the calculations performed
Параметр/Parameter | Период расчёта, лет/Calculation period, years | ||||||
0 | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | ||
Дополнительная добыча, т/Additional production, tons | 0 | 2357,92 | 2350,83 | 2344,93 | 2339,04 | 2333,14 | |
Коэффициент дисконтирования, доли ед. Discount factor, fractions of units | 1 | 0,88 | 0,77 | 0,67 | 0,59 | 0,52 | |
млн р. million rubles | Стоимость нефти Urals за 1 т/Cost of Urals oil per 1 ton | 0,026 | |||||
Выручка/Revenue | 0 | 62,39 | 62,21 | 62,05 | 61,89 | 61,73 | |
Капитальные затраты/Capital costs | 17,44 | 0 | 0 | 17,44 | 0 | 0 | |
Эксплуатационные затраты/Operating costs | 0 | ||||||
Прибыль до налогообложения/Profit before tax | 0 | 34,37 | 34,27 | 16,74 | 34,09 | 34,01 | |
Налог на прибыль/Income tax | 0 | 6,87 | 6,85 | 3,35 | 6,82 | 6,81 | |
Налог на добычу полезных ископаемых Mineral extraction tax | 0 | 28,02 | 27,94 | 27,87 | 27,80 | 27,73 | |
Чистая прибыль/Net profit | 0 | 27,51 | 27,41 | 13,39 | 27,28 | 27,21 | |
Денежный поток/Cash flow | – 17,44 | 27,50 | 27,41 | – 4,04 | 27,28 | 27,21 | |
Дисконтированный денежный поток Discounted cash flow, million rubles | – 17,44 | 24,12 | 21,09 | – 2,73 | 16,15 | 14,13 | |
Дисконтированный денежный поток накопленный Discounted cash flow accumulated | – 17,44 | 6,68 | 27,77 | 25,05 | 41,20 | 55,33 | |
Таблица 4. Показатели инвестиционного проекта
Table 4. Investment project indicators
Показатель/Index | Значение/Value |
Чистый дисконтированный доход, млн р. Net present value, million rubles | 55,33 |
Индекс рентабельности, р./р. Profitability index, rubles/rubles | 1,58 |
Внутренняя норма доходности Internal rate of return, % | 101 |
Срок окупаемости, мес. Payback period, months | 8 |
Рис. 8. График изменения чистого дисконтированного дохода
Fig. 8. Graph of changes in net present value
Внутренняя норма доходности определялась при помощи функции ВСД в пакете Microsoft Excel (функция ВСД в Excel возвращает внутреннюю ставку доходности для ряда потоков денежных средств). Её величина составила 101 %. Объясняется такое большое значение тем, что при малых капитальных затратах и значительном периоде расчёта в 5 лет количество дополнительно отобранной нефти перекрывает все вложенные средства уже после 8 месяцев работы [32–34]. Таким образом, срок окупаемости составил 8 месяцев, а чистый дисконтированный доход – 55,33 млн р. График изменения чистого дисконтированного дохода показан на рис. 8.
В табл. 4 приведены показатели инвестиционного проекта.
Выводы
На основе проведённого моделирования в программном комплексе tNavigator сравнивались два сценария – разработка с применением полимерного заводнения и без него. По итогам расчёта модель с применением полимерного заводнения показала лучшие результаты по накопленной добыче нефти и воды вследствие выравнивания фронта вытеснения и препятствования ранним прорывам нагнетаемой воды. Уменьшение накопленной добычи воды составило 303,23 тыс. м3 (или 22 %), рост добычи нефти составил 9,26 тыс. м3 (или 4 %).
На основе выполненного исследования разработана:
1) методика определения пригодности скважины к проведению водоизоляционных работ, реализованная на языке программирования Python;
2) методика подбора скважины-кандидата для проведения водоизоляционных работ, которая впоследствии нами запрограммирована в среде Python.
По итогам расчёта экономических показателей можно сделать вывод о том, что данный проект является рентабельным. Срок окупаемости проекта составил 8 месяцев, что является вполне приемлемым результатом.
Рассмотренная в статье тема требует дальнейшего исследования, так как проблема повышенной обводнённости добываемой продукции является одним из основных осложняющих факторов при добыче углеводородного сырья не только в России, но и в мире [35, 36]. Доработав в будущем данную программу, можно автоматизировать некоторые процессы при подготовке к проведению водоизоляционных работ.
Об авторах
Ольга Вадимовна Савенок
Санкт-Петербургский горный университет императрицы Екатерины II
Автор, ответственный за переписку.
Email: Savenok_OV@pers.spmi.ru
ORCID iD: 0000-0003-1312-4312
доктор технических наук, профессор кафедры разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений
Россия, Санкт-ПетербургНаиля Халимовна Жарикова
Санкт-Петербургский горный университет императрицы Екатерины II
Email: Zharikova_Nkh@pers.spmi.ru
ORCID iD: 0009-0006-2943-4760
кандидат технических наук, доцент кафедры разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений
Россия, Санкт-ПетербургЕлизавета Павловна Чуйкова
Санкт-Петербургский горный университет императрицы Екатерины II
Email: lizach_2001@mail.ru
аспирант кафедры разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений
Россия, Санкт-ПетербургАлександр Евгеньевич Верисокин
Северо-Кавказский федеральный университет
Email: m-hadid@scs-net.org
кандидат технических наук, доцент кафедры разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений
Россия, СтавропольМахмуд Хадид
Университет Аль-Баас
Email: m-hadid@scs-net.org
доктор технических наук, профессор
Сирия, ДамаскЛариса Валерьевна Поварова
Кубанский государственный технологический университет
Email: larisa.0808@mail.ru
кандидат химических наук, доцент кафедры химии
Россия, КраснодарДенис Сергеевич Калашников
Северо-Кавказский федеральный университет
Email: revalstrega@yandex.ru
ORCID iD: 0009-0006-5325-2705
лаборант кафедры строительства нефтяных и газовых скважин
Россия, СтавропольАнна Стефановна Доманова
Северо-Кавказский федеральный университет
Email: alazurkevich@ncfu.ru
ORCID iD: 0009-0004-6893-3103
лаборант кафедры строительства нефтяных и газовых скважин
Россия, СтавропольСписок литературы
- Авершин Р.В. Анализ текущего состояния разработки пласта ЮС2 Фёдоровского месторождения // Геология и нефтегазоносность Западно-Сибирского мегабассейна: материалы Всероссийской научно-технической конференции, посвящённой 100-летию Байбакова Николая Константиновича. – Тюмень, 15 апреля 2011. – Тюмень: Тюменский индустриальный университет, 2011. – С. 131–132.
- Жарикова Н.Х., Самойлов М.И. Анализ текущего состояния обводнённости скважин на Заполярном нефтегазоконденсатном месторождении // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2023. – № 1 (373). – С. 46–56. doi: 10.33285/2413-5011-2023-1(373)-46-56
- Петрушин Е.О., Арутюнян А.С., Кусова Л.Г. Промысловые исследования притока к горизонтальным скважинам и методы интенсификации нефтегазодобычи // СЕВЕРГЕОЭКОТЕХ-2021: доклады XXII Международной молодёжной научной конференции. – Ухта, 17–19 марта 2021. – Ухта: Ухтинский государственный технический университет, 2021. – С. 476–480
- 5.Ямкин М.А., Сафиуллина Е.У. Оценка соответствия результатов компьютерного моделирования притока жидкости к трещине гидроразрыва пласта реальным данным // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. – 2023. – Т. 334. – № 3. – С. 210–217. doi: 10.18799/24131830/2023/3/3919
- 6.Adewole J.K., Muritala K.B. Some applications of natural polymeric materials in oilfield operations: a review // Journal of Petroleum Exploration and Production Technology. – 2019. – Vol. 9. – P. 2297–2307 doi: 10.1007/s13202-019-0626-9.
- Бовконюк П.А. Основные виды ремонтно-изоляционных работ и изоляционных материалов для ограничения водопритоков в добывающих скважинах // Россия молодая: сборник материалов XIV Всероссийской научно-практической конференции с международным участием. – Кемерово, 19–21 апреля 2022. – Кемерово: Кузбасский государственный технический университет имени Т.Ф. Горбачёва, 2022. – С. 10701.1–10701.5.
- Алгоритм ретроспективного анализа по выявлению и локализации остаточных запасов разрабатываемого многопластового нефтяного месторождения / Р.Н. Бурханов, А.А. Лутфуллин, А.В. Максютин, И.Р. Раупов, И.В. Валиуллин, И.М. Фаррахов, М.В. Швыденко // Георесурсы. – 2022. – Т. 24. – № 3. – С. 125–138. doi: 10.18599/grs.2022.3.11
- Вязникова В.В. Технология одновременной интенсификации добычи нефти и ограничения водопритока химическим раствором // Проблемы разработки месторождений углеводородных и рудных полезных ископаемых. – 2020. – Т. 2. – С. 102–107.
- Галкин В.И., Колтырин А.Н. Обоснование прогнозной величины прироста дебита нефти после применения ГТМ с помощью статистического метода // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. – 2023. – Т. 334. – № 2. – С. 81–86. doi: 10.18799/24131830/2023/2/3857
- Колев Ж.М., Краснов И.И., Ваганов Е.В. Моделирование и обоснование ограничения водогазопритоков в скважины, эксплуатирующие нефтегазовые залежи // Нефть и газ: опыт и инновации. – 2021. – Т. 5. – № 1. – С. 3–21. doi: 10.32878/oil.21-5-01(7)-3-21
- Куликова Л.Е., Малахов А.О., Варфоломеев М.А. Физическое моделирование трещиноватости для оценки изолирующих свойств составов для ограничения водопритока // Tatarstan UpExPro 2023: сборник научных трудов по материалам VII Международной молодёжной научной конференции. – Казань, 6–9 апреля 2023. – Новокузнецк: Изд-во «Знание-М», 2023. – С. 267–268.
- Неорганическая гелеобразующая композиция для ограничения водопритока в карбонатных трещиновато-поровых коллекторах / А.М. Кунакова, В.Н. Дурягин, К.В. Стрижнев, Д.В. Мардашов, А.М. Дурягина // Нефтяное хозяйство. – 2015. – № 11. – С. 114–116.
- Бовконюк П.А., Савенок О.В. Разработка алгоритма программы для автоматизированного подбора месторождений-аналогов нефти и газа // Инженер-нефтяник. – 2023. – № 3. – С. 20–24
- Двойников М.В., Кучин В.Н., Минцаев М.Ш. Разработка вязкоупругих систем и технологии изоляции водоносных горизонтов с аномальными пластовыми давлениями при бурении нефтегазовых скважин // Записки Горного института. – 2021. – Т. 247. – С. 57–65. doi: 10.31897/PMI.2021.1.7
- Демидова П.И., Липатов А.В. Моделирование процесса ограничения водопритока с применением тампонажных растворов // Булатовские чтения. – 2023. – Т. 1. – С. 325–327.
- Тестирование технологии предварительно сшитых частиц полимерного геля для ограничения водопритоков на фильтрационных керновых моделях / Ю.А. Кетова, Б. Бай, Г.П. Хижняк, Е.А. Гладких, С.В. Галкин // Записки Горного института. – 2020. – Т. 241. – С. 91–96. doi: 10.31897/PMI.2020.1.91
- Мардашов Д.В., Бондаренко А.В., Раупов И.Р. Методика расчёта технологических параметров закачки в нефтяную скважину неньютоновских жидкостей при подземном ремонте // Записки Горного института. – 2022. – Т. 258. –
- С. 881–894. doi: 10.31897/PMI.2022.16
- Минченко Ю.С., Шемелина О.Н., Хадид Махмуд. Гелеобразующий состав для повышения эффективности проведения водоизоляционных работ в скважинах с горизонтальным окончанием // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. – 2023. – Т. 334. – № 12. – С. 180–188. doi: 10.18799/24131830/2023/12/4201
- Молчанов А.А., Агеев П.Г. Внедрение новых технологий – надёжный путь извлечения остаточных запасов месторождений углеводородов // Записки Горного института. – 2017. – Т. 227. – С. 530–539. doi: 10.25515/PMI.2017.5.530
- Эффективность разработанной методологии расчётов для дизайна ремонтно-изоляционных работ / И.Г. Фаттахов, А.С. Жиркеев, А.К. Сахапова, З.А. Гарифуллина, Р.Р. Хуснутдинова, А.Р. Вафин, Р.Ф. Хуснутдинов // Нефтепромысловое дело. – 2022. – № 3 (639). – С. 46–53. doi: 10.33285/0207-2351-2022-3(639)-46-53
- Фахрутдинов Э.И., Фокеева Л.Х., Ганиева Г.Р. Технология ограничения водопритока в эксплуатационных скважинах на примере Фёдоровского месторождения // Молодые – Наукам о Земле: материалы IX Международной научной конференции молодых учёных. – М., 23 октября 2020. В 7 т. – М.: Российский государственный геологоразведочный университет имени С. Орджоникидзе, 2020. – Т. 4. – С. 101–103.
- Повышение эффективности разработки терригенных нефтенасыщенных коллекторов системой ориентированных селективных щелевых каналов / С.Е. Чернышов, В.А. Репина, Н.И. Крысин, Д.И.М. Макдоналд // Записки Горного института. – 2020. – Т. 246. – С. 660–666. doi: 10.31897/PMI.2020.6.8
- Andersen P.Ø., Djurhuus K., Askarinezhad R., Solbakken J.S. Management of high-water-cut and mature petroleum reservoirs // Energies. – 2022. – Vol. 15. – № 22. – P. 8344. doi: 10.3390/en15228344
- Short-term production optimization under water-cut uncertainty / G. Chaves, D. Monteiro, M.C. Duque, V.F. Filho, J Baioco., B.F. Vieira // Society of Petroleum Engineers Journal. – 2021. – Vol. 26. – № 5. – P. 3054–3074. doi: 10.2118/204223-PA
- Ghosh B., Ali S.A., Belhaj H. Controlling excess water production in fractured carbonate reservoirs: chemical zonal protection design // Journal of Petroleum Exploration and Production Technology. – 2020. – Vol. 10. – P. 1921–1931 doi: 10.1007/s13202-020-00842-3
- Korolev M.I., Rogachev M.K., Tananykhin D.S. Regulation of filtration characteristics of highly watered terrigenous formations using complex chemical compositions based on surfactants // Journal of Applied Engineering Science. – 2020. – Vol. 18. – № 1. – P. 147–156. doi: 10.5937/jaes18-24542
- A new water flooding characteristic curve at ultra-high water cut stage / Sh. Li, Q. Feng, X. Zhang, Ch. Yu, Y. Huang // Journal of Petroleum Exploration and Production Technology. – 2023. – Vol. 13. – № 1. – P. 101-110. doi: 10.1007/s13202-022-01538-6
- Well inflow performance under fines migration during water-cut increase / C. Nguyen, G. Loi, T. Russell, S.R. Mohd Shafian, N.N. Zulkifli, S.C. Chee, N. Razali, A. Zeinijahromi // Fuel. – 2022. – Vol. 327. – P. 124887. doi: 10.1016/j.fuel.2022.124887
- Palyanitsina A.N., Tananykhin D.S., Masoud R. Strategy of water-flooding enhancement for low-permeable polymictic reservoirs // Journal of Applied Engineering Science. – 2021. – Vol. 19. – № 2. – P. 307–317. doi: 10.5937/jaes0-29693
- Environmentally safe technology to increase efficiency of high-viscosity oil production for the objects with advanced water cut / A.N. Palyanitsina, E.U. Safiullina, R.R. Byazrov, D.G. Podoprigora, A.V. Alekseenko // Energies. – 2022. – Vol. 15. – № 3. doi: 10.3390/en15030753
- Displacement characteristics of CO2 flooding in extra-high water-cut reservoirs / R. Wang, Ya. Zhang, Ch. Lyu, Z. Lun, M. Cui, D. Lang // Energy Geoscience. – 2022. – P. 100115. doi: 10.1016/j.engeos.2022.06.003
- Multi-criteria decision making approaches to select appropriate enhanced oil recovery techniques in petroleum industries / Z. Wei, X. Dai, X. Wang, S. Zhu, L.M. Yapanto, I.R. Raupov // Energy Reports. – 2021. – Vol. 7. – P. 2751–2758. doi: 10.1016/j.egyr.2021.05.002
- Wu W. Challenges and strategies of water system in extra high water cut development stage // E3S Web of Conferences. – 2022. – Vol. 352. – P. 01062. doi: 10.1051/e3sconf/202235201062
- Experimental study on lateral flooding for enhanced oil recovery in bottom-water reservoir with high water cut / Q. You, Q. Wen, J. Fang, M. Guo, Q. Zhang, C. Dai // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2018. doi: 10.1016/j.petrol.2018.11.053
- Application of new water flooding characteristic curve in the high water-cut stage of an oilfield / Xi. Zhang, Ch. Wang, H. Wu, Xu. Zhao // Fluid Dynamics & Materials Processing. – 2022. – Vol. 18. – № 3. – P. 661–677. doi: 10.32604/fdmp.2022.019486
- The performance of polymer flooding in heterogeneous type II reservoirs – an experimental and field investigation / H. Zhong, W. Zhang, J. Fu, J. Lu, H. Yin // Energies. – 2017. – № 10. – Р. 454. doi: 10.3390/en10040454
Дополнительные файлы
