CC BY
0
НАУКА. ИННОВАЦИИ. ТЕХНОЛОГИИ. 2024. №2. С. 165-186 ЗЫЕШСЕ. iNNOVATiONS. TЕCHNOLOGiЕS. 2024;(2): 165-186
2. ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ 2.8.4. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений (технические науки)
Научная статья УДК 622.276.4
https://doi.Org/10.37493/2308-4758.2024.2.7
повышение эффективности глушения скважин на истощенных газоконденсатных месторождениях с сверх аномально низкими пластовыми давлениями
Рамиз Алиджавад-оглы Гасумов1*, Эльдар Рамизович Гасумов2
1 Северо-Кавказский федеральный университет (д. 1, ул. Пушкина, Ставрополь, 355017, Российская Федерация)
2 Азербайджанский государственный университет нефти и промышленности, Азербайджанский технический университет (д. 20, пр. Азадлыг, Баку, Азербайджанская Республика)
1 [email protected]; https://orcid.org/0000-0002-4700-2391
2 е . дазитоу@дтаН . сот; ЬтрБ://огсй . огд/0000-0003-2704-0523
* Автор, ответственный за переписку
Аннотация. Исследование данной проблемы приводилось на примере газо-
конденсатных месторождений, находящихся на завершающей стадии разработки, где эксплуатационные скважины имеют сверх аномально низкие пластовые давления (АНПД). И их глушение для проведения ремонтных работ является серьёзной проблемой, требующей поиска новых решений. Работа обусловлена необходимостью создания способа управления гидродинамическими процессами в предварительно заблокированной при-забойной зоне пласта (ПЗП) для проведения ремонтных работ в скважинах, предотвращающих разрушение пласта-коллектора и обеспечивающих сохранение его фитльрационно-емкостных свойств. Рассмотрены возможности комплексного подхода при глушении скважин в условиях сверх АНПД, предусматривающие управление гидродинамическими процессами в системе «скважина - пласт», предварительно заблокированной ПЗП специальными технологическими жидкостями. Установлено, что применение блокирующих жидкостей (с наполнителем) способствует выравниванию профиля приёмистости и образованию изолирующего экрана в ПЗП, создавая необходимые условия для глушения скважин с целью проведения в них ремонтных работ. Для управления гидродинамическими процессами предложена математическая модель процесса блокирования ПЗП, имеющая трёхэтапную схему, обеспечивающую выравнивание профиля приёмистости в условиях сверх АНПД. Исследованы возможно-
© Гасумов Р.А., Гасумов Э.Р., 2024
сти использования гелеобразующих блокирующих жидкостей с наполнителем для создания временного экрана, удерживающего проникновение жидкости глушения в высокопроницаемые пласты с АНПД. По итогам проведённого исследования можно сделать вывод о том, что управление гидродинамическими процессами в ПЗП при АНПД создаёт необходимое условие для эффективного блокирования продуктивного горизонта в газовых и газоконденсатных скважинах, и за счёт последовательной обработки пласта специальной жидкостью для выравнивания профиля приёмистости и гелеобразующим блокирующим составом позволяет глушить скважину и предотвращает проникновение в глубины пласта рабочей жидкости при проведении работ. Ключевые слова: месторождение, скважина, аномально-низкое пластовое давление, жидкость, блокирования, глушения, пласт Для цитирования: Гасумов Р. А., Гасумов Э. Р. Повышение эффективности глушения скважин на истощенных газоконденсатных месторождениях с сверх аномально низкими пластовыми давлениями // Наука. Инновации. Технологии. 2024. № 2. С. 165-186. https://doi. org/10.37493/2308-4758.2024.2.7 Конфликт интересов: один из авторов статьи — доктор технических наук, профессор Гасумов Рамиз Алиджавад-оглы является членом редакционной коллегии журнала «Наука. Инновации. Технологии». Авторам неизвестно о каком-либо другом потенциальном конфликте интересов, связанном с этой рукописью.
Статья поступила в редакцию 02.04.2024; одобрена после рецензирования 06.05.2024; принята к публикации 20.05.2024.
2.8.4. Development and Operation of Oil and Gas Fields
(Technical Sciences)
Research article
Increasing the efficiency of well killing in depleted gas condensate fields with extremely low reservoir pressures
Ramiz A. Gasumov1*, Eldar R. Gasumov2
1 North-Caucasus Federal University (1, Pushkin St., Stavropol, 355017, Russian Federation)
2 Azerbaijan State University of Oil and Industry, Azerbaijan Technical University (20, Azadlig Ave., Baku, Azerbaijan Republic)
1 [email protected]; https://orcid.org/0000-0002-4700-2391
2 e . gasumov@gmail . com; https://orcid . org/0000-0003-2704-0523
* Corresponding author
Abstract.
The problem is studied by the example of gas condensate fields at the
final stage of development, where production wells have abnormally low reservoir pressures and their killing for repair work is a serious challenge requiring a search for new solutions. The work is motivated by the need to create a method for controlling hydrodynamic processes in a pre-blocked bottom-hole zone of the formation, for carrying out repair work in wells, preventing destruction of the reservoir formation and ensuring the preservation of its fluid-capacitance properties. The possibilities of an integrated approach to killing wells under conditions of extremely low formation pressures are considered, which includes controlling hydrodynamic processes in the "well-reservoir" system, previously blocked in the near-wellbore zone by special process fluids. It has been specified that the use of blocking fluids (with filler) helps to level the injectivity profile and form an insulating screen in the bottomhole zone of the formation, creating the necessary conditions for killing wells in order to carry out repair work in them. To control hy-drodynamic processes, a mathematical model of the blocking process in the near-wellbore formation zone is proposed. It has a three-stage scheme that ensures equalization of the injectivity profile under conditions of extremely low formation pressures. The possibilities of using gel-forming blocking fluids with filler to create a temporary screen that prevents the penetration of killing fluid into highly permeable formations from abnormally low formation pressures have been explored. Based on the results of the study, we can conclude that the control of hydrodynamic processes in the near-wellbore zone of the formation at abnormally low formation pressures creates the necessary condition for effective blocking of the productive horizon in gas and gas-condensate wells, and due to the sequential treatment of the formation with a special liquid to level the injectivity profile and gel-forming blocking composition, allows one to kill the well and prevents the working fluid from penetrating into the depths of the formation during work.
Keywords: field, well, abnormally low reservoir pressure, liquid, blocking, killing,
formation
For citation: Gasumov RA, Gasumov ER. Increasing the efficiency of well killing
in depleted gas condensate fields with extremely low reservoir pressures. Science. Innovations. Technologies. 2024;(2):165-186. https:// doi.org/10.37493/2308-4758.2024.2.7
Conflict of interest: one of the authors of article — Ramiz A. Gasumov, Dr. Sci. (Tech.), Professor, is a member of editorial board of journal "Science. Innovations. Technologies". The authors are not aware of any other potential conflict of interest relating to this manuscript.
The article was submitted 02.04.2024; approved after reviewing 06.05.2024; accepted for publication 20.05.2024.
Введение
Газоконденсатные месторождения (ГКМ) на завершающей стадии разработки характеризуются сверх аномально низкими пластовыми давлениями (АНПД), падением дебиты скважин, изменением состояние пласта-коллектора и их разрушением, что провоцирует серьёзные осложнения и сокращение сроков её эксплуатации. Проведение капитального ремонта в рамках геолого-технологических мероприятий (ГТМ) является необходимым для поддержания действующего фонда скважин на ГКМ. При проведении ремонтных работ в скважинах их глушение относится к важнейшему этапу технологического процесса.
Для повышения эффективности глушения газовых скважин в условиях сверх АНПД требуется предварительное блокирование призабойной зоны пласта с применением специальных технологических жидкостей (ТЖ) с низкой плотностью и определёнными реологическими свойствами. Однако выбор таких ТЖ с необходимыми параметрами, отвечающими этим требованиям, является сложной задачей, так как не представляется возможным иметь жидкости сверх низкой плотности (< 400 кг/м3) для работы в скважинных условиях. В связи с этим возникает необходимость поиска более инновационных подходов - комплексного решения, где определённая плотность ТЖ позволяет создать достаточное противодавление на пласт и одновременно предотвратить проникновение рабочей жидкость в глубь продуктивного горизонта, изолируя продуктивный пласт от основного ствола скважины. Проведённые исследования показали, что одним из таких путей является управление гидродинамическими процессами в системе «скважина - пласт», предварительно заблокированным призабойной зоны пласта специальными жидкостями.
Управление гидродинамическими процессами в системе «скважина - пласт» предусматривает предварительное блокирование призабойной зоны пласта (ПЗП), выбор оптимальных реологических свойств блокирующей жидкости (БЖ) и жидкости глушения (ЖГ), регулирование параметров технологического режима их закачки (давление, расход, продолжительность) в лифтовую колонну (ЛК) скважин [1-3].
Блокирование ПЗП предусматривает закачку в интервал высокопроницаемого пласта специальных блокирующих жидкостей для создания временного экрана, удерживающего проникновение ЖГ в глубь продуктивного горизонта, что в основном состоит из нескольких основных этапов, позволяющих достичь поставленной цели (рис. 1).
Многолетние проведённые нами исследования и результаты промысловых испытаний показали, что при выборе технологических жидкостей (ТЖ) для глушения скважин в условиях сверх АНПД более предпочтительным является пенные системы (ПС) и гелеоб-разующие жидкости (ГОЖ) [1, 2, 4].
Применение пенных систем (трёхфазных пен) с наполнителем в качестве ТЖ (ЖГ и БЖ) в условиях сверх АНПД способствует выравниванию профиля приемистости и образованию изолирующего экрана в ПЗП (системе «скважина-пласт»), создавая необходимое условия для глушения скважин, с целью проведения в них ремонтных работ [5-7]. Для управления гидродинамическими процессами в системе «скважина - пласт» (УГДП) необходимо создание математической модели процесса блокирования ПЗП, имеющей трёхэтап-
Выравнивание профиля приемистости продуктивной толщи (обусловлено низким энергетическим потенциалом пластов с сверх АНПД и необходимостью предотвращения загрязнения продуктивного горизонта).
Leveling the injectivity profile of the productive strata (due to the low energy potential of formations with extremely low reservoir pressures and the need to prevent contamination of the productive horizon)
Закачка блокирующего состава. Injection of blocking composition
Продавка блокирующего состава с созданием необходимой репрессии.
Selling the blocking compound to create the necessary repression
Рис. 1. Основные этапы блокирования ПЗП в условиях сверх
АНПД.
Fig . 1. The main stages of blocking the near-wellbore formation zone under conditions of extremely low formation pressures.
Основные этапы
Main stages
Основные причины
Main reasons
Достаточная стабильность таких пен для создания тампонирующего эффекта в призабойной зоне пласта на время закачки в нее блокирующего состава.
Sufficient stability of such foams to create a plugging effect in the bottom-hole zone of the formation during the injection of a blocking composition into it
Низкая плотность обеспечивает снижение гидростатического давления на призабойной зоне пласта и возможности проведение закачки в щадящем режиме.
Low density, which ensures a decrease in hydrostatic pressure in the near-wellbore zone of the formation and the ability to carry out injection in a gentle mode
Высокая вязкость обеспечивает снижение объемов поглощения блокирующего состава высокодренированными пропластками. High viscosity, which reduces the volume of absorption of the blocking composition by highly drained interlayers
Рис. 2. Основные причины применения пенных систем в качест-
ве жидкости для выравнивания профиля приёмистости в условиях сверх АНПД.
Fig. 2. The main reasons for using foam systems as a fluid to level out the injectivity profile under conditions of abnormally low reservoir pressures .
ную схему, обеспечивающую выравнивание профиля приёмистости в условиях сверх АНПД (рис. 2).
Пенные системы, как известно, обладают значительной сжимаемостью, что накладывает определённые ограничение на их использование на всём протяжении проведения ремонтных работ. Поэтому пена осуществляет функцию управления гидродинамическим воздействием на ПЗП на начальном этапе глушения скважины, демпфируя репрессии, возникающие в результате закачки БЖ, предотвращая его попадание в продуктивный горизонт в жидком состоянии. Дальнейшее проведение работ связано с более интенсивным репрессионным воздействием на пласт, что требует более высоких прочностных параметров от тампонирующей структуры, предотвращающей поступление ТЖ в пласт [8-11]. Управление давлениями на забое скважины осуществляется за счёт блокирующего
экрана, имеющего единую полимерную структуру, армированную органоминеральным наполнителем, обладающим пластичностью и способным деформироваться в порах пласта, компенсируя скачки забойного давления, возникающие в процессе ремонтных работ в скважине (рис. 3).
Адекватность репрессионного воздействия на ПЗП условиям проведения работ обеспечивает сохранение ФЕС пластов как за счёт снижения поглощений, так и благодаря предотвращению необратимых изменений проницаемости проводящих каналов пласта. Реализация указанного подхода осуществляется путём «компенса-
Реализуется за счет
Implemented through
Регулирования глубины поступления блокирующего состава в различные по параметрам пропластки продуктивной толщи. Regulating the depth of entry of the blocking composition into the interlay-ers of the productive strata with different parameters
Использования блокирующей жидкости, образующей в поровых каналах пласта полимерной тампонирующей пробки, состоящей из сшитых в единую структуру олигомерных звеньев, обладающей способностью к упругому изменению геометрической формы при повышении репрессии.
The use of a blocking liquid that forms a polymer-plugging plug in the pore channels of the formation, consisting of oligomeric units cross-linked into a single structure, which has the ability to elastically change the geometric shape with increasing repression
Возможности осуществления деблокирования поровых каналов пласта, не сопровождающегося разрушением и диспергированием находящихся в них тампонирующих структур, что обеспечивает эффективное удаление компонентов блокирующей жидкости при освоении скважины.
The possibility of unblocking the pore channels of the formation, which is not accompanied by the destruction and dispersion of the plugging structures located in them, which ensures the effective removal of blocking fluid components during well development
Сохранения фильтрационно-емкостных свойств продуктивого пласта. Preservation of filtration and capacitance properties of the productive formation
Рис. 3. Временное блокирования продуктивного пласта в услови-
ях сверх АНПД.
Fig . 3 . Temporary blocking of a productive formation under conditions of abnormally low formation pressures .
Примущества Advantages
Пенной системы, обладающей определёнными реологическими свойствами, низкой плотностью, значительный коэффициент сжимаемости.
Foam system with certain rheological properties, low density, significant compressibility coefficient
Деструктирующихся блокирующих составов на основе гелеобразующей вязкоупругой жидкости, содержащей армирующие добавки, способной к демпфировать репрессионные нагрузки на пласт.
Degradable blocking compositions based on a gel-forming viscoelastic liquid containing reinforcing additives capable of damping repression loads on the formation
Рис. 4. Управление гидродинамическими процессами при блоки-
ровании.
Fig . 4 . Control of hydrodynamic processes during blocking .
ции» репрессии на продуктивный горизонт за счёт регулирования реологических параметров, специализированных ТЖ, отвечающих представленным требованиям к ним в условиях сверх АНПД, а также проведения закачки жидкости (БЖ и ЖГ с определённым давлениям) для выравнивания профиля приёмистости, рассчитанным на основе предложенной математической модели блокирования пласта для УГДП [5, 8, 12-14] (рис. 4).
Реализация данного способа даёт максимальной эффективности при работе в колтюбинговой установка (рис. 5).
Материалы и методы исследований
Методы исследований основаны на анализе и обобщении промысловых данных по изучаемым проблемам, а также на результатах собственных аналитических и теоретических исследований с использованием результатов лабораторных исследований и математического аппарата с помощью современных технических и программных средств. Использована математическая модель временного блокирования призабойной зоны пласта в газовой скважине состоящая из трёх этапов; рассмотрен алгоритм для расчёта ра-
Основные примущества
адресной доставки блокирующего состава в интервал перфорации и заполнения ствола скважины над ним жидкостью блокировния при минимизации загрязнения ПЗП.
Targeted delivery of a blocking composition to the perforation interval and filling the wellbore above it with blocking fluid while minimizing contamination of the near-wellbore formation zone
увеличения безопасности проведения процесса блокирования. Increasing the security of the blocking process
отсутствия резьбовых соединений, через которые возможны утечки блокирующего состава и жидкости для выравнивания профиля приемистости скважины.
Absence of threaded connections through which leakage of blocking compound and fluid for leveling the well's injectivity profile is possible
обеспечения охраны окружающей среды. Ensuring environmental protection
Рис. 5. Преимущества колтюбинговых установок при блокирова-
нии ПЗП скважин
Fig. 5. Advantages of coiled tubing units when blocking the bottom-hole zone of well formations
диусов зон кольматации призабойной зоны в скважинах под воздействием рабочих жидкостей. При исследованиях блокирования ПЗП использовали различные рабочие жидкости определённых компонентных составов с наполнителями, позволяющими за счёт регулирования ее реологических свойств управлять гидродинамическими процессами в системе «скважина - пласт». При моделировании и для проведения необходимых расчётов в скважине, позволяющих управлять параметрами закачки жидкости, рассматривали более сложную газовую скважину, оборудованную забойным пакером.
Результаты исследований и их обсуждение
Как известно, значение гидростатического давления столба жидкости в скважине не зависит от её площади или формы
сечения ствола, а в основном от высоты столба жидкости и ее плотности. При проведении ремонтных работ в скважине, работающей в условиях сверх АНПД для глушения газовых скважин с временным блокированием ПЗП, предлагается технологическое решение, состоящее из трёх этапов. Рассмотрим пример проведения данной технологической операции в скважине, оборудованной пакером состоящих из трёх этапов (рис. 6) [1, 2, 15, 16].
Для УГДП в ПЗП проведём необходимые расчёты давлений и связанных с ними параметров закачки жидкости, моделируем данный процесс на примере более сложной газовой скважины, оборудованной забойным пакером, т. е. в случае, когда скважина эксплуатирует однородный пласт с определённой толщиной (к), проницаемостью (к), пористостью (т) и остаточной водонасыщенностью (Зв.сют).
На первом этапе после привязки оборудования к устью скважины открывается трубное пространство и закачивается БЖ через ЛК, для выравнивания профиля приёмистости в объёме, необходимом для заполнения интервал ПЗП, зоны ниже пакера. На втором этапе БЖ закачивается через ЛК, с последующей продувка на забой скважины в объёме, необходимом для создания расчётного гидростатического давления на пласт. На третьем этапе после про-давки БЖ с ЖГ скважину закрывают на технологический отстой, с периодическим стравливанием газовой шапки из устья в факельную линию, а окончание операции блокирования ПЗП определяют по давлению на устье скважины. На каждом этапе выбирается соответствующий состав ЖГ с заданной динамической вязкостью и плотностью, и подбирается необходимое давление закачки, для чего необходимо рассчитать скорость подачи жидкости в скважину через ЛК [1, 2, 17, 18] (рис. 7).
Обеспечение минимальной радиусы кольматации ПЗП за время глушения скважины достигается за счёт правильно выбранного уравнения скорости подачи ЖГ в ЛК на каждом этапе выполнения технологической операции. Рассмотрим алгоритм для расчёта радиусов зон кольматации ПЗП в скважинах под воздействием рабочих жидкостей (рис. 5) [1, 5, 19].
Математическая модель временного блокирования ПЗП в газовой скважине состоит из трёх этапов.
Этап 1
Stage 1
2
__- жидкость для выравнивания
I профиля приемистости пласта
Этап 2
Stage 2
,зг
«га -vfrs
'♦tose
'Д - технологическая жидкость
Этап 3
Stage 3
J а ® - блокирующая гелеобразующая жидкость
Рис. 6. Этапы процесса временного блокирования ПЗП газовой
скважины.
Fig . 6 . Stages of the process of temporarily blocking the bottomhole zone of a gas well
q*(t)
b(t)
Ж
Ж
Q(t)
~рж_'
P3a6=f(t) .
P - 1 пл пластовое давление;
Pзаб - пластовое давление;
P,Ut) - давления закачки;
b(t) - высота столба жидкости глушения в забое скважины;
Q(t) - приемистость пласта жидкости глушения;
Рж - плотность жидкости;
de.HKT - внутренний диаметр НКТ;
ЯжЮ - скорость подачи жидкости.
P - пл reservoir pressure;
Pзаб - reservoir pressure;
P,Ut) - injection pressure;
b(t) is the height of the killing fluid column at the bottom of the well;
Q(t) - injectivity of the kill fluid formation;
pl - liquid density;
d,.HKT - internal diameter of the tubing;
qjt) - liquid supply speed.
Рис. 7. Связь давления закачки с высотой столба жидкости глуше-
ния в лифтовой колонне и забое скважины.
Fig . 7 . Relationship between injection pressure and the height of the killing fluid column in the lift string and the bottom of the well.
На первом этапе определяем приёмистость в момент блокирования ПЗП. Поступающая в прискважинную зону ЖГ приводит к увеличению радиуса кольматации ПЗП. Скорость подачи жидкости для глушения в ЛК позволяет определить скорость подачи БЖ в ЛК скважины при заданном пробном законе изменения давления закачки, имеющей большое значение для практики, так как по известной скорости закачки жидкости можно определить необходимое на первом этапе рабочее давление насоса, подающего ЖГ в ЛК в технологическом процессе блокирования ПЗП при глушении скважин. При этом важной задачей является: из реализуемых законов изменения давления закачки выбрать тот, при котором радиус зоны загрязнения (кольматации), в рассматриваемое время закачки, получился минимальным [1, 5, 9].
Далее определяем соответствующее управление режимом подачи жидкости, изменение давления закачки жидкости, при котором радиус зоны загрязнения имеет приемлемое по техническим условиям значение. Наконец по выбранному давлению закачки определяется скорость подачи жидкости блокирования в ЛК скважины. Определение радиуса границы раздела фаз «газ - жидкость» при проведении первого этапа блокирования ПЗП позволяет вычислить радиусы образующихся за время проведения первого этапа зон кольматации для допустимого множества технически реализуемых изменений давлений закачки [2, 8, 20].
На втором этапе определяем безразмерные радиусы заколь-матированных зон (рис. 3) и определяем приёмистость пласта, скорости подачи ГОЖ для глушения в ЛК, радиус границы раздела при выбранном конкретном давлении закачки.
На третьем этапе определяем безразмерные радиусы заколь-матированных зон после окончания второго этапа. На третьем этапе нужно, главным образом, вычислить время, необходимое для закачки заданного объёма ГОЖ и радиусы зоны загрязнения, где скорость перемещения границы «газ - пенная жидкость» обусловлена поступлением в расширяющуюся первую зону пенной жидкости. Эти расчёты позволят по известной скорости закачки определить необходимое на втором этапе рабочее давление насоса для подачи ЖГ в ЛК.
Уравнение при постоянном давлении закачки в виде, разрешённом относительно времени
2-к\р0-Рт)
2
скв
г -Хп
Г Л
Яскв • л/ё)
Я'.
1
■ + — 2
(1)
где РПЛ -
Ро -г -
-
п -
скв
т к -
пластовое давление, МПа; постоянном давление закачки, МПа; текущий радиус границы раздела фаз жидкости глушения, м;
вязкость жидкости, сП;
радиус забоя скважины, м;
пористость;
проницаемость, мД;
остаточная водонасыщенность, %.
Приведённый расчёт примера времён закачки в ПЗП заданного объёма пенной жидкости в газовой скважине показал зависимость радиусов зон кольматации от длительности времени глушения скважины на первом этапе и вязкостей закачиваемых жидкостей при постоянном давлении закачки и пластовом давлении [1, 5, 21] (рис. 8).
Радиусы зон кольматации за рассматриваемое время ЖГ могут быть вычислены не только по аппроксимационным уравнениям, но и по вычисленным объёмам закачанной ЖГ по формуле
¥\м3 ,ж.гл.) ,
_V_'__|-
(2)
где V - объем жидкости глушения, м3; - толщина пласта-
коллектора, м.
Результаты расчётов (рис. 8) показывают зависимость радиусов зон кольматации от длительности времени глушения скважины и вязкостей закачиваемых жидкостей при постоянном давлении закачки и пластовом давлении.
10 15 20 25
30
0
5
Радиус зоны кольматации жидкостью глушения с вязкостью 0,578 сП Радиус зоны кольматации жидкостью глушения с вязкостью 1,2 сП
Рис. 8. Зависимость радиусов зон кольматации от длительности
времени глушения скважины и вязкостей закачиваемых жидкостей при постоянном давлении закачки и пластовом давлении.
Fig . 8 . Dependence of the radii of clogging zones on the duration of well killing time and the viscosities of injected fluids at constant injection pressure and reservoir pressure .
Заключение
Способ управления гидродинамическими процессами в ПЗП при проведении ремонтных работ в скважинах в условиях сверх АНПД предотвращает разрушение пласта-коллектора и обеспечивает сохранение его фитльрационно-емкостных свойств.
Установлена зависимость радиусов зон кольматации от длительности времени глушения скважины и вязкостей закачиваемых жидкостей при постоянном давлении закачки и пластовом давлении.
Управление гидродинамическими процессами в ПЗП при блокировании газовых скважин имеет большое значение для эффективности проведения ремонтных работ в условиях сверх АНПД на истощённых ГКМ, а расчёт режима закачки блокирующей жидкости определяется с учётом характеристики конкретного пропластка с учётом реологических и иных ее свойств.
Способ обеспечивает возможность поинтервальной закачки блокирующей жидкости в многопластовую залежь с целью обеспечения адресного воздействия на конкретный интервал пласта.
Список источников
1. Gasumov R. A., Gasumov E. R. Mathematical model for injection of viscoelastic compositions into the productive formation // Bulletin of the Tomsk Polytechnic University. Geo Assets Engineering. 2023. Vol. 334. No. 03. P. 218-228.
2. Gasumov R. A., Minchenko Y. S., Gasumov E. R. Development of technological solutions for reliable well killing by temporarily blocking the productive formation under ANPD conditions (using the example of Cenomanian gas deposits) // Proceedings of the Mining Institute. 2022. Vol. 258. P. 895-905.
3. Blinov P. A., Dvoynikov M. V. Rheological and Filtration Parameters of the Polymer Salt Drilling Fluids Based on Xanthan Gum // Journal of Engineering and Applied Sciences. 2020. Vol. 15. Iss. 2. P. 694-697.
4. Jouenne S., Klimenko A., Levitt D. Tradeoffs Between Emul-
sion and Powder Polymers for EOR. Oil Recovery Conference. Tulsa. Oklahoma. USA. April 2016. SPE-179631-MS. https://doi . org/10.2118/179631-MS
5. Гасумов P. А., Минченко Ю. С., Костюков С. В., Толпа-ев В. А. Способ временного блокирования продуктивного пласта в условиях аномально низких пластовых давлений. Патент РФ 2788935. C1. МПК E21B 43/32. C09K 8/42.
2022. Опубликовано: 2023.01.25.
6. Бакирова А. Д., Шаляпин Д. В., Двойников М. В. Исследование вязкоупругих составов в качестве жидкости глушения скважин // Академический журнал Западной Сибири. 2018. Т. 14. № 4. С. 44-45.
7. Shagiakhmetov A. M., Podoprigora D. G., Terleev A. V. The study of the dependence of the rheological properties of gelforming compositions on the crack opening when modeling their flow on a rotational viscometer // Periódico Tche Química. 2020. Vol. 17. No. 34. P. 933-939.
8. Гасумов P. А. Гасумов Э. P. Особенности проведения ре-монтно-восстановительных работ в газовых скважинах месторождений Западной Сибири, находящихся на стадии падающей добычи // Наука. Инновации. Технологии.
2023. № 2. С. 177-190.
9. Mardashov D. V., Bondarenko А. V., Raupov I. R. Technique for calculating technological parameters of non - Newtonian liquids injection into oil well during workover // Journal of Mining Institute. 2022. Vol. 258. P. 881-894.
10. Rogov E. A. Study of the well near-bottomhole zone permeability during treatment by process fluids // Journal of Mining Institute. Vol. 242. P. 169-173.
11. Wagle V., Al-Yami A. S., AlSafran A. Designing invert emulsion drilling fluids for HTPT conditions // SPE Kingdom of Saudi Arabia Annual Technical Symposium and Exhibition. Dammam. Saudi Arabia. April 2018. 13 p. SPE-192192-MS. https://doi . org/10 .2118/192192-MS
12. Каракетов А. В. Математическое моделирование процесса блокирования продуктивного пласта при проведении капитального ремонта скважин // Газовая промышленность. 2020. № 2 (796). С. 96-102.
13. Басниев К. С. и др. Подземная гидромеханика. М.: Институт компьютерных исследований, 2006. 488 с.
14. Raupov I. R., Shagiakhmetov A. M. The results of the complex rheological studies of the cross - linked polymer composition and the grounding of its injection volume // International Journal of Civil Engineering and Technology. 2019 . Vol . 10 . No . 2 . P. 493-509.
15. Егорова E. В., Минченко Ю. С., Каверзин С. А. Гелеобразу-ющие жидкости для эффективного глушения газовых скважин в условиях поглощений сеноманских залежей месторождений Западной Сибири // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2023. № 10(370). С. 46-53.
16. Quintero L., Ponnapati R., Felipe M. J. Cleanup of Organic and Inorganic Wellbore Deposits Using Microemulsion Formulations // Laboratory Development and Field Applications Offshore Technology Conference. Houston. Texas. USA. May 2017 . No OTC-27653-MS . https://doi . org/10 .4043/27653-MS
17. Крылов В. И., Крецул В. В., Меденцев С. В. Современные технологические жидкости для заканчивания и капитального ремонта скважин // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2015. № 1. С. 36-44.
18. Жариков М. Г., Ли Г. С., Копылов А. И. и др. Разработка и испытание жидкостей глушения и блокирующих составов на углеводородной основе при капитальном ремонте газовых скважин Уренгойского НГКМ // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2018. № 1. С. 20-23.
19. Mardashov D. V., Limanov M. N. Increasing the efficiency of killing oil wells in the fields of the Volga-Ural oil and gas province with abnormally low reservoir pressures // Bulletin of the Tomsk Polytechnic University Geo Assets Engineering. 2022. Vol. 333 (7). Р. 185-194.
20. Leusheva E. L., Morenov V. A. Study on rheological properties of clayless drilling fluids influenced by fractional composition of carbonate weighting agents // IOP Conference Series: Materials Science and Engineering . 2020. No . 921. 10 p . https:// doi . org/10. 1088/1757-899X/921/1/012013
21. Leusheva E., Morenov V., Tabatabaee Moradi S. Effect of carbonate additives on dynamic filtration index of drilling mud // International Journal of Engineering. 2020. Vol. 33. No. 5. P. 934-939.
References
1. Gasumov RA, Gasumov ER. Mathematical model for injection of viscoelastic compositions into the productive formation . Bulletin of the Tomsk Polytechnic University. Geo Assets Engineering. 2023;334(03):218-228.
2. Gasumov RA, Minchenko YS, Gasumov ER. Development of technological solutions for reliable well killing by temporarily blocking the productive formation under ANPD conditions (using the example of Cenomanian gas deposits). Proceedings of the Mining Institute. 2022;(258):895-905.
3. Blinov PA, Dvoynikov MV. Rheological and Filtration Parameters of the Polymer Salt Drilling Fluids Based on Xan-than Gum . Journal of Engineering and Applied Sciences. 2020;15(2);694-697.
4. Jouenne S, Klimenko A, Levitt D. Tradeoffs Between Emulsion and Powder Polymers for EOR. Oil Recovery Conference, Tulsa, Oklahoma, USA, April 2016, SPE-179631-MS. https:// doi . org/10 .2118/179631-MS
5. Gasumov RA, Minchenko YuS, Kostyukov SV, Tolpaev VA. Method for temporarily blocking a productive formation under conditions of abnormally low reservoir pressures . RF Patent 2788935. C1. IPC E21B 43/32, C09K 8/42, 2022. Published, 2023.01.25. (In Russ.).
6. Bakirova AD, Shaliapin DV, Dvoynikov MV. Reseach of viscoelastic composition as a well-killing fluid. Academic Journal of West Siberia. 2018;14(4):44-45. (In Russ.).
7. Shagiakhmetov AM, Podoprigora DG, Terleev AV. The study of the dependence of the rheological properties of gelform-ing compositions on the crack opening when modeling their flow on a rotational viscometer. Periódico Tché Química. 2020;17(34);933-939.
8. Gasumov RA, Gasumov ER. Features of repair and restoration work in gas wells of fields in Western Siberia that are at the stage of declining production . Science. Innovations. Technologies. 2023;(2):177-190. (In Russ.).
9. Mardashov DV, Bondarenko AV, Raupov IR. Technique for calculating technological parameters of non - Newtonian liquids injection into oil well during workover. Journal of Mining Institute. 2022;(258):881-894.
10. Rogov EA Study of the well near-bottomhole zone permeability during treatment by process fluids. Journal of Mining Institute. 2020;(242):169-173.
11. Wagle V, Al-Yami AS, AlSafran A. Designing invert emulsion drilling fluids for HTPT conditions. SPE Kingdom of Saudi Arabia Annual Technical Symposium and Exhibition. Dammam. Saudi Arabia. April 2018. SPE Kingdom of Saudi Arabia Annual Technical Symposium and Exhibition. 2018. 13 p. SPE-192192-MS . https://doi.org/10 .2118/192192-MS
12. Karaketov AV. Mathematical modeling of the process of blocking the productive formation during well overhaul . Gas Industry Journal. 2020;2(796);96-102. (In Russ.).
13 . Basniev KS et al . Underground hydromechanics . Moscow: Institute of Computer Research, Moscow: Nedra; 2006. 488 p. (In Russ.).
14. Raupov IR, Shagiakhmetov AM. The results of the complex rheological studies of the cross-linked polymer composition and the grounding of its injection volume . International Journal of Civil Engineering and Technology. 2019;10(2):493-509. (In Russ.).
15. Egorova EV, Minchenko YuS, Kaverzin SA. Gel-forming liquids for effective killing of gas wells in conditions of absorption of Cenomanian deposits of fields in Western Siberia. Onshore and offshore oil and gas well construction. 2023;10(370):46-53. (In Russ.).
16. Quintero L, Ponnapati R, Felipe MJ. Cleanup of Organic and Inorganic Wellbore Deposits Using Microemulsion Formulations: Laboratory Development and Field Applications Offshore Technology Conference, May 2017. Houston, Texas, USA, N OTC-27653-MS. https://doi.org/10.4043/27653-MS
17. Krylov VI, Kretsul VV, Medentsev SV. Modern technological fluids for well completion and workover. Onshore and offshore oil and gas well construction. 2015;(1):36-44. (In Russ.).
18. Zharikov MG, Li GS, Kopylov AI et al. Development and testing of hydrocarbon-based killing liquids and blocking compositions for workover of gas wells at the Urengoyskoye OGCF. Onshore and offshore oil and gas well construction. 2018;(1):20-23. (In Russ.).
19. Mardashov DV, Limanov MN. Increasing the efficiency of killing oil wells in the fields of the Volga-Ural oil and gas prov-
ince with abnormally low reservoir pressures . Bulletin of the Tomsk Polytechnic University Geo Assets Engineering. 2022;333(7):185-194.
20. Leusheva EL, Morenov VA. Study on rheological properties of clayless drilling fluids influenced by fractional composition of carbonate weighting agents . In IOP Conference Series: Materials Science and Engineering. 2020;(921):10. https://doi . org/10 .1088/1757-899X/921/1/012013
21. Leusheva E, Morenov V, Tabatabaee Moradi S. Effect of carbonate additives on dynamic filtration index of drilling mud. International Journal of Engineering. 2020;33(5):934-939.
Информация об авторах
Рамиз Алиджавад-оглы Гасумов - доктор технических наук, профессор, академик РАЕН, заведующий кафедрой проектирования объектов нефтегазовой сферы Северо-Кавказского федерального университета, Scopus ID: 6507302404.
Эльдар Рамизович Гасумов - кандидат экономических наук, доцент Азербайджанского государственного университета нефти и промышленности, докторант Азербайджанского технического университета, Scopus ID: 57217090200.
Вклад авторов
Рамиз Алиджавад-оглы Гасумов. Проведены исследования - сбор, интерпретация и анализ полученных данных. Утверждение окончательного варианта - принятие ответственности за все аспекты работы, целостность всех частей статьи и ее окончательный вариант.
Эльдар Рамизович Гасумов. Подготовка и редактирование текста, рисунки - составление черновика рукописи и формирование его окончательного варианта, участие в научном дизайне.
information about the authors
Ramiz A. Gasumov - Dr. Sci. (Tech.), Professor, Academician of the Russian Academy of Natural Sciences, Head of Department of Oil and Gas Facilities Design, North-Caucasus Federal University, Scopus ID:6507302404.
Eldar R. Gasumov - Cand. Sci. (Econ), Associate Professor, Azerbaijan State University of Oil and Industry, Doctoral student, Azerbaijan Technical University, Scopus ID: 57217090200.
contribution of the authors
Ramiz A. Gasumov. Research was carried out - collection, interpretation and analysis of the data obtained. Approval of the final version - acceptance of responsibility for all aspects of the work, the integrity of all parts of the article and its final version.
Eldar R. Gasumov. Preparation and editing of text, drawings - drafting the manuscript and forming its final version, participation in scientific design.
