CC BY
56
УДК 622.276
ОБОСНОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ ГАЗА ИЗ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ С РАЗЛИЧНЫМИ ТИПАМИ КОЛЛЕКТОРОВ В УСЛОВИЯХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ МОРСКОГО ШЕЛЬФА
Смурыгин Владимир Иванович1,
vsmurygin@gas.crimea.ru
Рабаев Руслан Уралович2,
rabaevru@rusoil.net
Блинов Сергей Алексеевич3,
blsergal@yandex.ru
Бакишев Тимур Бегайдарович3,
t.bakishev@krezol.ru
Султанов Шамиль Ханифович2,
ssultanov@mail.ru
1 ГУП РК «Черноморнефтегаз»,
Россия, 295000, Республика Крым, г. Симферополь, пр. Кирова, 52.
2 Уфимского государственного нефтяного технического университета, Россия, 450062, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1.
3 ООО «Крезол-НефтеСервис»,
Россия, 450027, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Трамвайная, 2/4.
Актуальность исследования заключается в том, что в настоящее время проблема поддержания уровней добычи углеводородов характеризуется, в том числе, недостаточной эффективностью существующих методов стимуляции и восстановления проницаемости продуктивного пласта вследствие малого охвата продуктивного пласта реагентами, как по толщине, так и по глубине проникновения, а также низкой эффективностью освоения. В этих условиях большое значение приобретают эффективные методы освоения скважин, а также методы интенсификации добычи, которые позволяют реанимировать и улучшить фильтрационные характеристики коллектора в призабойной зоне пласта. Особенно это актуально для месторождений Черноморского шельфа, где ряд эксплуатационных объектов представлен пластами-коллекторами терригенного и карбонатного состава, разрабатывающимися одновременно и где встречаются разрезы скважин с высокой неоднородностью геологических параметров. Цель: предложить и обосновать технологию интенсификации добычи газа для скважин, разрабатывающих газонасыщенные пласты с различным типом коллектора, а также обосновать применение предложенного состава для обработки скважины и технологию обработки скважин.
Объект: скважина № 1 газоконденсатного месторождения Черноморского шельфа.
Методы. С целью качественного обоснования технологии воздействия на призабойную зону пласта выполнен геолого-промысловый анализ разработки, на керновом материале проведены лабораторные исследования по подбору оптимального кислотного состава.
Результаты. Обоснована технология интенсификации добычи газа для скважин, разрабатывающих газонасыщенные пласты с различным типом коллектора, в условиях месторождений морского шельфа. Оценена эффективность применения кислотного состава на основе 24 % соляной кислоты, и предложена технология проведения обработки скважины, включающая последовательную закачку кислотного раствора и отклонителя.
Ключевые слова:
Газовое месторождение морского шельфа, эффективные методы освоения скважин, технология интенсификации добычи газа, воздействие соляной кислоты на пласт, восстановление проницаемости пласта, обработка призабойной зоны пласта.
Введение
В настоящее время проблема поддержания уровней добычи углеводородов характеризуется, в том числе, недостаточной эффективностью существующих методов стимуляции и восстановления проницаемости продуктивного пласта вследствие малого охвата продуктивного пласта реагентами, как по толщине, так и по глубине проникновения, а также низкой эффективностью освоения. В этих
условиях большое значение приобретают эффективные методы освоения скважин, а также методы интенсификации добычи, которые позволяют реанимировать и улучшить фильтрационные характеристики коллектора в призабойной зоне пласта (ПЗП). Наряду с широко используемыми химическими методами интенсификации все чаще применяются и другие методы воздействия, обеспечивающие комплексное действие при проведении об-
ЭО! 10.18799/24131830/2019/2/95
75
работок скважин для повышения эффективности и сокращения затраченного времени закачки интенсифицирующих реагентов и вывода скважины на режим. При использовании подобных технологий и методов проявляется комплекс эффектов и явлений, в совокупности способствующих повышению эффективности обработки скважин [1-9].
Современные технологии и методы должны быть направлены на увеличение поверхности контакта реагента с породой, снижение количества необработанного порового пространства и ускорение массообменных процессов в пласте при дополнительном подключении «в работу» ранее не дренируемые зоны. Благодаря этому возрастает доля поровых каналов для фильтрации в них жидкости, и, соответственно, повышается эффективность химического воздействия [5-9, 10-17]. Разработка технологии интенсификации добычи газа и последующая ее реализация в условиях морского шельфа и, соответственно, технические возможности морских платформ требуют проведения геолого-промысловых и лабораторных исследований. Особенно это актуально для месторождений Черноморского шельфа, где ряд эксплуатационных объектов представлен пластами-коллекторами терригенного и карбонатного состава, разрабатывающимися одновременно.
Об объекте исследований
Снижение эффективности эксплуатации скважин также наблюдается на ряде газовых и газо-конденсатных месторождений Черноморского шельфа. На примере скважины № 1 газоконденса-тного месторождения предложена технология обработки призабойной зоны скважины и обоснован химический состав для одновременного воздействия на продуктивные пласты, представленные
карбонатным и терригенным коллектором. Скважиной № 1 одновременно разрабатывается два продуктивных пласта в верхне- и нижнепалеоценовых отложениях. Изучение и обобщение геологической информации о породах продуктивной части разреза скважины позволило отметить, что объект исследования характеризуется достаточно высокой неоднородностью. Литологический разрез скважины № 1 верхнего палеоцена представлен чередованием песчаника, глинистого известняка и мергеля, а нижнего палеоцена - переслаиванием алевритистого и глинистого известняка. Основная геолого-геофизическая информация по объекту исследования представлена в табл. 1.
Основной причиной снижения продуктивности скважины № 1 послужило то, что при приобщении в разработку залежи в верхнем палеоцене для ликвидации поглощения в нижнем палеоцене в скважину № 1 проводилась закачка кольмати-рующих пачек. Анализ результатов проведенного геолого-технического мероприятия (ГТМ) позволил предположить, что после ГТМ продуктивные пласты нижнего палеоцена разрабатываются неэффективно.
Первый этап работ
Первым этапом выполненных работ являлся подбор кислотного состава, одинаково эффективно «работающего» как в продуктивных пластах верхнепалеоценового комплекса пород, так и в пластах нижнепалеоценового комплекса. Для достижения этой цели протестированы образцы кернового материала скважины газоконденсатного месторождения [18-20]:
• I - алевролит верхнепалеоценового возраста;
• II - известняк нижнепалеоценового возраста;
Таблица 1. Геолого-геофизическая характеристика продуктивных пластов верхнего и нижнего палеоцена по данным обработки результатов ГИС
Table 1. Geological and geophysical characteristics of the productive layers of the Upper and Lower Paleocene according to the well logging results processing data
Интервал, м Interval, m Возраст Age Литология Lithology Тип коллектора Type of collector Толщина, м Thickness, m Удельное электрическое сопротивление, Ом'м Specific electrical resistance, Ohm m Пористость по АК Porosity by AL Глинистость по ГК (гл) Clayiness in GRL (Kg) Насыщение (Кнг) Saturation (Kng) Характер насыщения Nature of saturation
К J m j И j H " принятое accepted
%
1665,9-1668,3 верхний палеоцен upper paleocene терригенный terrigenous поровый porches 2,4 1,6 2,4 2,4 25,0 25,4 52,1 заглинизированный, газоносный clayed gas-bearing
1668,3-1709,0 40,7 2,4 4,4 4,4 27,0 12-18 69,1 газоносный gas-bearing
1753,0-1761,4 нижний палеоцен lower paleocene терригенно-карбона-тный terrigenous-carbonate cмешанный mixed 8,4 4-9 4-7 4-7 15,1 11,7 50-63 неоднородный, газоносный heterogeneous, gas-bearing
1763,1-1764,8 1,7 14,7 19,8 19,8 9,9 - 66,8 газоносный gas-bearing
1764,8-1769,6 4,8 14,4 17,2 17,2 12,8 12,4 76,2
1769,6-1775,5 5,9 7,8 8,5 8,5 12,1 11,4 60,2
Рис. 1. Внешний вид образцов кернового материала скважины M 1: а) интервал 1452,25-1457,75, вынос керна 5,5 м, верхний палеоцен, алевролит; б) интервал 1528,5-1535,0, вынос керна 6,0 м, нижний палеоцен, известняк; в) интервал 1526,7-1527,5, вынос керна 3,5 м, нижний палеоцен, известняк; г) интервал 1457,75-1463,25, вынос керна 5,5 м, верхний палеоцен, алевролитистый песчаник
Fig. 1. Appearance of samples of core material of well no. 1: a) interval 1452,25-1457,75, core discharge 5,5 m, Upper Paleocene, siltstone; b) interval 1528,5-1535,0, core discharge 6,0 m, Lower Paleocene, limestone; c) interval 1526,7-1527,5, core discharge 3,5 m, Lower Paleocene, limestone; d) interval 1457,75-1463,25, core discharge 5,5 m, Upper Paleocene, siltstone
• III - известняк нижнепалеоценового возраста;
• IV - алевролитистый песчаник верхнепалеоценового возраста.
Внешний вид образцов кернового материала представлен на рис. 1.
Оценку действия кислотных составов на основе 15 %, 20 % и 24 % растворов соляной кислоты на керн производили по количеству растворенной породы в течение заданного времени при соответствующей пласту температуре (53 °С). Для исследований использовали керновый материал, дезинтегрированный до фракции менее 0,2 мм. Следует отметить, что кислотный состав включал различные концентрации ингибитора, деэмульгатора, стабилизатора железа.
Результаты исследования растворяющей способности кислотных составов представлены в табл. 2.
Таблица 2. Потеря массы образца кернового материала в кислотном составе
Table 2. Loss of mass of core material sample in acid composition
№ образца кернового материала Core sample number Потеря массы образца керна за 24 ч, % Loss of mass of core sample for 24 hours, %
(HCl 15 %) (HCl 20 %) (HCl 24 %)
I 7,3 7,1 7,4
II 80,9 81,2 80,8
III 81,7 82,4 81,6
IV 10,0 9,8 9,9
Потеря массы образца керна за 24 часа практически не меняется в зависимости от концентрации кислотного состава. Кроме этого, проведенные лабораторные исследования на вторичное осадкообразование и определение коррозионной агрессивности кислотных составов позволили сделать следующие выводы:
• при нейтрализации истощенных кислотных составов до рН 6-7 выпадение вторичных осадков не наблюдается;
• скорость коррозии кислотных составов при 20 °С за 24 ч от 0,05 г/(м2-ч) до 0,14 г/(м2-ч) (при норме 0,2 г/(м2-ч)), скорость коррозии кислотных составов при 55 °С за 5 ч: 1,2 г/(м2-ч) -(15 % НС1); 3,9 г/(м2-ч) - (20 % НС1); 6,8 г/(м2-ч) - (24 % НС1).
Общим результатом данного этапа исследований является:
• образцы кернового материала № II и III более подвержены растворению в кислотных составах при пластовой температуре (53 °С). Потеря массы для образцов керна № II и III за 24 часа практически не меняется в зависимости от концентрации кислотного состава и составляет 81-82 %.
• образцы кернового материала № I и IV наименее растворимы в кислотных составах при пластовой температуре (53 °С). Потеря массы образ-
цов керна за 24 ч не меняется в зависимости от концентрации кислотного состава и составляет 7,5-10 %.
• для растворения одного и того же объема породы, представленного известняком, потребуется в 1,5-2 раза больше кислотного раствора. Моделирование увеличения объема закачиваемого реагента в промысловых условиях может привести к осложнениям при освоении, т. к. уменьшение концентрации кислоты возможно при увеличении объема водной составляющей, что в условиях наличия глинистого материала (20 %) может привести к разбуханию и ухудшению фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) коллектора.
Второй этап работ
Следующим этапом исследований являлось обоснование технологии воздействия на призабой-ную зону пласта.
Анализ геологической информации, геолого-технических мероприятий, истории эксплуатации и технического и технологического оборудования скважины № 1, результатов лабораторных исследований воздействия кислотного раствора на керне, отобранном из продуктивных пластов верхнего и нижнего палеоцена, позволил рассмотреть II варианта интенсификации добычи газа:
• I - обработка раствором соляной кислоты продуктивных пластов верхнего и нижнего палео-
цена путем последовательной закачки в скважину кислотного раствора и отклонителя; • II - обработка раствором соляной кислоты продуктивных пластов нижнего палеоцена путем установки пакера между продуктивными пластами верхнего и нижнего палеоцена и последовательная обработка кислотным раствором и отклонителем продуктивных пластов нижнего палеоцена.
С целью прогнозирования эффективности предложенных технологий выполнено моделирование обработки призабойной зоны (ОПЗ) пласта с помощью программного обеспечения. Результаты расчетов свидетельствуют об эффективной реализации технологии, в том числе качественного решения вопроса о повышении продуктивности пластов в нижнем палеоцене и улучшение ФЕС в призабой-ной зоне пласта в верхнем палеоцене (рис. 2).
Предварительные расчеты эффективности I и II вариантов показали близкий технологический эффект от реализации технологий интенсификации добычи газа. Второй вариант, на наш взгляд, является нецелесообразным как по причине сложной технологической его реализации на платформе, так и со стороны экономической оценки. Вопрос о последовательной обработке всех продуктивных пластов необходимым объемом кислотного состава может быть успешно решен использованием отклонителя. Задачей от-клонителя является изоляция «обработанного»
Нижний ПАЛЕОЦЕН - 1753-1775
Свойства пропластка Профиль проникновения кислоты (см)
ЗГ(м) Тип породы Поонииае... Пооистость ■ ... Глубина п... ЗГ(м) 250 500 750 1000 1250
0 200 0 0,5 0 10 0 0,5 — — — _ — — _ — _ — _ — _ _ — _ — " ■ ■ 1 ■ ■1
Limestone - ... ■ 24% HCl 2000ррм 1 пек | Раствор 2% KCl
1675 1700 Sandstone - ... 1675 1700 I г ■ 1
1 г
_
1725 1750 Алевролит
1725
шш _ 1750 _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ _ __
1
Рис. 2. Профиль проникновения в пропластки Fig. 2. Side view of penetration into interlayers
90 80 70 60 50 40 30 20
Л
♦ Базовый расчет
\
Расчет после ОПЗ (I вариант) Расчет после Ul Id (II вариант)
—I—
50
0 50 100 150 200 250
Рис. 3. Динамика прогнозных дебитов газа (тыс. м3/сут) по времени (сут)
Fig. 3. Dynamics of forecast gas production rates (thousand meters3/day) by time (days)
300
350
400
Таблица 3. Прогнозные дебиты газа по базовому варианту и после проведения геолого-технических мероприятий
Table 3. Forecast gas production rates for the basic version and after geological and technical measures
Временные «срезы» (сутки) Temporary «slices» (day) Дебит газа/Gas yield
базовый вариант (тыс. м3/сут) basic version (thousand m3/day) после проведения ОПЗ по I варианту (тыс. м3/сут) after the BT by the I variant (thousand m3/day) после проведения ОПЗ по II варианту (тыс. м3/сут) after the BT by the II variant (thousand m3/day)
10 32,15 71,6 81,24
30 31,6 56,88 64,67
90 28,37 47,62 52,23
180 26,53 42,81 45,44
270 25,46 40,17 41,88
365 24,63 38,16 39,42
Накопленная добыча за год (млн м3) Accumulated production per year (million m3) 10,07 16,89 17,634
кислотным составом пласта от следующей «порции» кислотного раствора. Тем самым раствор от-клонителя косвенно заменяет использование па-кера. Результаты расчета дополнительно добытого газа для предложенных вариантов приведены на рис. 3 и в табл. 3.
Заключение
Для скважин, разрабатывающих газонасыщенные пласты с различным типом коллектора, в условиях месторождений морского шельфа обоснована технология интенсификации добычи газа. На основании лабораторных исследований на керне обоснован кислотный состав на основе 24 % соляной кислоты и предложена технология проведения обработки скважины, включающая последовательную закачку кислотного раствора и откло-нителя. Расчет технологической эффективности показал, что при реализации данной технологии дополнительная добыча газа составит более 6,8 млн м3 газа за год.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Буркова А. А. Проблемы эксплуатации скважин на поздней стадии разработки месторождений // Сборник тезисов докладов Международной научно-практической конференции, посвященной 100-летию ФГБОУ ВО «Кубанский государственный технологический университет». - Краснодар: ИД «Юг», 2017. - С. 42-43.
2. Нетривиальные подходы к доразведке и освоению морских частей газовых и газоконденсатных залежей Харасавэйского и Крузенштернского месторождений на Приямальском шельфе / А.Ф. Огнев, А.Д. Митрофанов, А.А. Коробейников, Е.Ю. Трясин, М.Л. Цемкало, Д.А. Губарев // Газовая промышленность. - 2011. - № 13. - С. 72-76.
3. Муллаев Б.Т., Тастемиров А.Р., Туркпенбаева З.Ж. Оптимизации проекта разработки и обустройства углеводородного ме-
сторождения на морском шельфе // Научные труды НИПИ Нефтегаз ГНКАР. - 2016. - Т. 4. -№ 4. - С. 11-27.
4. Ягафаров А.К. Интенсификация притока пластовых флюидов в нефтяных и газовых скважинах. - Тюмень: Изд-во «Вектор Бук», 2010. - 231 с.
5. Сингуров А.А. Интенсификация добычи углеводородов в низкопроницаемых терригенных пластах газовых скважин с помощью лимонной кислоты // Наука и техника в газовой промышленности. - 2014. - № 1 (57). - С. 82-85.
6. Новиков А.В., Вольф А.А. Рекомендации по эксплуатации, ремонту, интенсификации притока газовых скважин на заключительной стадии разработки // Опыт, актуальные проблемы и перспективы развития нефтегазового комплекса: материалы Международной научно-практической конференции обучающихся, аспирантов и ученых. - Тюмень, 2017. - С. 92-95.
7. Карачарова Ю.В., Безносиков А.Ф. Технологии при проведении геолого-технических мероприятий на газовых скважинах // Современные технологии в нефтегазовом деле-2016: Сборник трудов Международной научно-технической конференции, посвященной 60-летию филиала. - Октябрьский, 2016. -С. 244-249.
8. Реагентные композиции, направленные на восстановление и повышение производительности газовых скважин со сложными горно-геологическими условиями / Р.А. Гасумов, В.А. Су-ковицын, А.А. Гаврилов, В.А. Супрунов, А.Я. Третьяк, Б.Ф. Галай, В.П. Мочалов // Нефть. Газ. Новации. - 2017. -№ 8. - С. 52-57.
9. Шпильман Т.М., Кузьмина Е.С. Оценка экономической эффективности геолого-технических мероприятий // Вестник Оренбургского государственного университета. - 2014. - № 14 (175). -С. 71-76.
10. Determinants of oil and gas investments on the Norwegian Continental Shelf / M. Berntsena, K. Skjong Bre, Th. Jordala, P. Molnar // Energy. - 2018. - V. 148. - P. 904-914.
11. CO2 storage in depleted oil and gas fields in the Gulf of Mexico / E. Agartan, M. Gaddipati, Y. Yip, B. Savage, Ch. Ozgen // International Journal of Greenhouse Gas Control. - 2018. - V. 72. -P. 38-48.
12. System evaluation of offshore platforms with gas liquefaction processes / Tuong-Van Nguyen, Silvio de Oliveira Juniora // Energy. - 2018. - V. 144. - P. 594-606.
13. Decision making during treatment of bottomhole zone by polymeric systems on the basis of indefinite cluster analysis / T.Sh. Sala-vatova, A.S. Strekovb, M.K. Karazhanovac, B.N. Koilybayevd // Procedia Computer Science. - 2017. - V. 119. - P. 478-480.
14. Short-term production optimization of offshore oil and gas production using nonlinear model predictive control / A. Willersru-da, L. Ims landa, S. Olav Haugerb, P. Kittilsenb // Journal of Process Control. - 2013. - V. 23. - № 2. - P. 215-223.
15. Jinxing Dai . Ch. 7. Coal-Derived Gas Fields and the Gas Sources of Offshore China // Giant Coal-Derived Gas Fields and their Gas Sources in China. - 2017. - V. 48. - P. 447-549.
16. Failure analysis of the offshore process component considering causation dependence / S.M. Deyaba, M. Taleb-berrouaneab, F. Khana, M. Yangac // Process Safety and Environmental Protection. - 2018. - V. 57.- P. 220-232.
17. Natural gas as a bridge to hydrogen transportation fuel: Insights from the literature / J. Ogdena, A. Myers Jaffe, D. Scheitrum, Z. McDonald, M. Millera // Energy Policy. - 2018. - V. 115. -P. 317-329.
18. Морев А.В., Морев В.А. Выбор оптимальных условий подготовки образцов керна к петрофизическим исследованиям // Естественные и технические науки. - 2014. - № 11-12 (78). -С. 144-147.
19. Зубков А.А., Гарушев Э.А., Бекетов С.Б. Влияние химических добавок на коррозионные свойства кислотных составов для воздействия на продуктивные нефтегазовые пласты // Нефть, газ и бизнес. - 2012. - № 8. - С. 58-61.
20. Интенсифицирующий кислотный состав для обработки низкопроницаемых карбонатных коллекторов и терригенных коллекторов с высокой карбонатностью / Л.А. Магадова, Е.Г. Га-евой, М.Д. Пахомов, В.Б. Губанов, М.М. Мухин, М.В. Трофимова, Н.С. Маркова // Нефтяное хозяйство. - 2010. - № 6. -С. 80-82.
Поступила 26.04.2018 г.
Информация об авторах
Смурыгин В.И., начальник группы по капитальному ремонту скважин управления буровых работ ГУП РК «Черноморнефтегаз».
Рабаев Р.У., кандидат технических наук, начальник управления нефтегазового инжиниринга и проектирования Уфимского государственного нефтяного технического университета.
Блинов С.А., кандидат технических наук, главный геолог отдела геолого-технических мероприятий ООО «Крезол-НефтеСервис».
Бакишев Т.Б., заместитель директора ООО «Крезол-НефтеСервис».
Султанов Ш.Х., доктор технических наук, доцент, профессор кафедры геологии и разведки нефтяных и газовых месторождений Уфимского государственного нефтяного технического университета, заведующий лабораторией «Математического моделирования процессов нефтегазоизвлечения» Института стратегических исследований Республики Башкортостан.
UDC 622.276
JUSTIFICATION OF TECHNOLOGY OF STIMULATION OF GAS PRODUCTION FROM PRODUCTIVE FORMATIONS WITH VARIOUS TYPES OF RESERVOIRS IN THE CONDITIONS OF THE OFFSHORE FIELDS
Vladimir I. Smurygin1,
vsmurygin@gas.crimea.ru
Ruslan U. Rabaev2,
rabaevru@rusoil.net
Sergey A. Blinov3,
blsergal@yandex.ru
Timur B. Bakishev3,
t.bakishev@krezol.ru
Shamil Kh. Sultanov2,
ssultanov@mail.ru
1 Chernomorneftegaz,
52, Kirov avenue, Simferopol, Republic of Crimea, 295000, Russia.
2 Ufa State Petroleum Technical University,
1, Kosmonavtov street, Ufa, Republic of Bashkortostan, 450062, Russia.
3 Cresol-NefteServis,
2/4, Tramvainaya street, Ufa, Republic of Bashkortostan, 450027, Russia.
The relevance of the research is in the fact that at present the problem of maintaining hydrocarbon production levels is characterized, in particular, by the insufficient effectiveness of existing methods of stimulating and restoring the permeability of the productive formation due to small coverage of the productive formation with reagents, both in thickness and depth of penetration, and also low efficiency of development. In these conditions, the effective methods of well development are of great importance, as well as the methods of production intensification that allow the reservoir filtration characteristics to be resuscitated and improved in the bottomhole formation zone. This is especially true for the Black Sea shelf deposits, where a number of operational objects are represented by reservoirs-terrigenous and carbonate reservoirs that are being developed simultaneously, there are sections of wells with high heterogeneity of geological parameters.
The main aim of the research is to propose and justify the technology of intensification of gas production for wells, developing gas-saturated reservoirs with different types of reservoir, and also to justify the use of the proposed composition for well treatment and well treatment technology
Object: well no. 1 of gas condensate field of the Black Sea shelf.
Methods. To substantiate qualitatively the impact technology on the bottomhole formation zone, the authors have carried out the geological and commercial analysis of development and performed the laboratory studies on selection of optimal acid composition on core material.
Results. The authors substantiated the technology of intensification of gas production for wells developing gas saturated reservoirs with different types of reservoir in conditions of offshore fields; proved the efficiency of using acidic composition based on 24 % hydrochloric acid and proposed and the technology of well treatment including sequential injection of acid solution and deflector.
Key words:
Gas field of the offshore shelf, effective methods of well development, technology of gas production intensification, salt acid impact on the layer, restoration of formation permeability, treatment of bottomhole formation zone.
REFERENCES
1. Burkova A.A. Problemy ekspluatatsii skvazhin na pozdney stadii razrabotki mestorozhdeniy [Problems of well operation at the late stage of field development]. Sbornik tezisov dokladov Mezhdu-narodnoy nauchno-prakticheskoy conferentsii, posvyashennoy 100-letiyu FGBOU VO «Kubanskiy gosudarstvenny tekhnolo-gicheskiy universitet» [Collection of abstracts of the International Scientific and Practical Reports dedicated to the 100th anniversary of the FGBOU VO «Kuban State Technological University»]. Krasnodar, Yug Publ., 2017. pp. 42-43.
2. Ognev A.F., Mitrofanov A.D., Korobeynikov A.A., Tryas-in E.Yu., Tsemkalo M.L., Gubarev D.A. Netrivialnye podkhody k
dorazvedke i osvoeniyu morskikh chastey gazovykh i azokonden-satnykh zalezhey Kharasaveyskogo i Kruzenshternskogo mestorozhdeniy na Priyamalskom shelfe [Nontrivial approaches to additional exploration and development of marine parts of gas and gas condensate deposits of Kharasavey and Kruzenshtern deposits on the Yamal shelf]. Gazovayapromyshlennost, 2011, no. 13, pp. 72-76.
3. Mullaev B.T., Tastemirov A.R., Turkpenbaeva Z.Z. Optimizatsii proekta razrabotki i obustroistva uglevodorodnogo mestorozhde-niya na morskom shelfe [Optimization of the project of development and arrangement of a hydrocarbon deposit on the sea shelf]. Nauchnye trudy NIPINeftegaz, 2016, no. 4, pp. 11-27.
4. Yagafarov A.K. Intensifikatsiya pritoka plastovykh flyuidov v neftyanykh i gazovykh skvazhinakh [Intensification of tributaries of formation fluids in oil and gas wells]. Tyumen, Vektor Buk Publ., 2010. 231 p.
5. Singurov A.A. Intensifikatsiya dobychi uglevodorodov v nizko-pronitsaemykh terrigennykh plastakh gazovykh skvazhin s po-moshchyu limonnoy kisloty [Intensification of hydrocarbon production in low permeable terrigenous reservoirs of gas wells with the help of citric acid]. Nauka i tehnika v gazovoi promyshlenno-sti, 2014, no. 1 (57), pp. 82-85.
6. Novikov A. V., Wolf A.A. Rekomendatsii po ekspluatatsii, re-montu, intensifikatsii pritoka gazovykh skvazhin na zaklyuchi-telnoy stadii razrabotki [Recommendations on operation, repair, intensification of the flow of gas wells at the final stage of development]. Opyt, aktualnye problemy i perspektivy razvitiya nefte-gazovogo kompleksa. Materialy Mezhdunarodnoy nauchno-prak-ticheskoy konferentsii obuchayushchikhsya, aspirantov i uche-nykh [Experience, current problems and prospects for development of oil and gas complex materials of the International Scientific and Practical Conference of Students, PhD students and scientists]. Tyumen, 2017. pp. 92-95.
7. Karacharova Yu.V., Beznosikov A.F. Tekhnologii pri provedenii geologo-tekhnicheskikh meropriyatiy na gazovykh skvazhinakh [Technologies in geological and technical measures on gas wells]. Sovremennye tekhnologii v neftegazovom dele-2016. Sbornik tru-dov Mezhdunarodnoy nauchno-tekhnicheskoy konferentsii, posvy-ashchennoy 60-letiyu filiala [Modern technology in the oil and gas business-2016. Proc. of the International Scientific and Technical Conference on the 60th anniversary of the branch]. Oktyabrskiy, UGNTU Publ., 2016. pp. 244-249.
8. Gasumov R.A., Sukovitsyn V.A., Gavrilov A.A., Suprunov V.A., Tretyak A.Y., Galay B.F., Mochalov V.P. Reagentnye kompozit-sii, napravlennye na vosstanovlenie i povyshenie proizvoditelno-sti gazovykh skvazhin so slozhnymi gorno-geologicheskimi uslo-viyami [Reagent compositions aimed at restoring and increasing the productivity of gas wells with complex mining and geological conditions]. Neft. Gaz. Novatsii, 2017, no. 8, pp. 52-57.
9. Shpilman T.M., Kuzmina E.S. Otsenka ekonomicheskoy effektiv-nosti geologo-tekhnicheskikh meropriyatiy [Estimation of economic efficiency of geological and technical measures]. Bulletin of the Orenburg State University, 2014, no. 14 (175), pp. 71-76.
10. Berntsena M., Skjong Boe K., Jordala Th., Molnar P. Determinants of oil and gas investments on the Norwegian Continental Shelf. Energy, 2018, vol. 148, pp. 904-914.
11. Agartan E., Gaddipati M., Yip Y., Savage B., Ozgen Ch. CO2 storage in depleted oil and gas fields in the Gulf of Mexico. Interna-
tional Journal of Greenhouse Gas Control, 2018, vol. 72, pp. 38-48.
12. Tuong-Van Nguyen, Silvio de Oliveira Juniora. System evaluation of offshore platforms with gas liquefaction processes. Energy, 2018, vol. 144, pp. 594-606.
13. Salavatova T.Sh., Strekovb A.S., Karazhanovac M.K., Koilybay-evd B.N. Decision making during treatment of bottomhole zone by polymeric systems on the basis of indefinite cluster analysis. Procedia Computer Science, 2017, vol. 119, pp. 478-480.
14. Willersruda A., Ims landa L., Olav Haugerb S., Kittilsenb P. Short-term production optimization of offshore oil and gas production using nonlinear model predictive control. Journal of Process Control, 2013, vol. 23, no. 2, pp. 215-223.
15. Jinxing Dai. Ch. 7. Coal-Derived Gas Fields and the Gas Sources of Offshore China. Giant Coal-Derived Gas Fields and their Gas Sources in China, 2017, vol. 48, pp. 447-549.
16. Deyaba S.M., Taleb-berrouaneab M., Khana F., Yangac M. Failure analysis of the offshore process component considering causation dependence. Process Safety and Environmental Protection, 2018, vol. 57, pp. 220-232.
17. Ogdena J., Myers Jaffe A., Scheitrum D., McDonald Z., Millera M. Natural gas as a bridge to hydrogen transportation fuel: Insights from the literature. Energy Policy, 2018, vol. 115, pp. 317-329.
18. Morev A.V., Morev V.A. Vybor optimalnykh usloviy podgotovki obraztsov kerna k petrofizicheskim issledovaniyam [Choice of optimum conditions for preparation of core samples for petrophysical studies]. Estestvennye i tekhnicheskie nauki, 2014, no. 11-12 (78), pp. 144-147.
19. Zubkov A.A., Garushev E.A., Beketov S.B. Vliyanie khimiches-kikh dobavok na korrozionnye svoistva kislotnykh sostavov dlya vozdeistviya na produktivnye neftegazovye plasty [Influence of chemical additives on corrosive properties of acid formulations for impact on productive oil and gas reservoirs]. Neft, gaz i biz-nes, 2012, no. 8, pp. 58-61.
20. Magadova L.A., Gaevoy E.G., Pakhomov M.D., Gubanov V.B., Mukhin M.M., Trofimova M.V., Markova N.S. Intensifitsiruy-ushiy kislotny sostav dlya obrabotki nizkopronitsaemykh karbo-natnykh kollektorov i terrigennykh kollektorov s vysokoy karbo-natnostyu [Intensifying acid composition for treatment of low-permeability carbonate reservoirs and terrigenous reservoirs with high carbonate content]. Neftyanoe hozyaistvo, 2010, no. 6, pp. 80-82.
Received: 26 April 2018.
Information about the authors
Vladimir I. Smurygin, head of the group on capital repair of wells of the drilling department, Chernomorneftegaz. Ruslan U. Rabaev, Cand. Sc., head of oil and gas engineering, Ufa State Petroleum Technical University. Sergey A. Blinov, Cand. Sc., chief geologist, Cresol-NefteServis. Timur B. Bakishev, deputy director, Cresol-NefteServis.
Shamil Kh. Sultanov, Dr. Sc., associate professor, professor, Ufa State Petroleum Technical University, head of the laboratory «Mathematical Modeling of Oil and Gas Extraction», Institute of Strategic Studies of the Republic of Bashkortostan.
