Об авторах about authors:

Л.Б. ХУЗИНА, д.т.н./ГБОУ ВО АГНИ (Альметьевский государственный нефтяной

институт), г. Альметьевск/

Р.Р. ХУЗИН, д.т.н./ООО «Карбон-Ойл», г. Альметьевск/

С.И. ГОЛУБЬ, Р.А. УСМАНОВ, к.т.н./ГБОУ ВО АГНИ (Альметьевский государственный нефтяной институт), г. Альметьевск/

L.B. Khuzina, DSc /GBOU VP AGNI (Almetyevsk State Petroleum

Institute), Almetyevsk/

R.R. Khuzin, DSc /OOO "Carbon Oil", Almetyevsk/

S.I. Golub, R.A. Usmanov, PhD /GBOU VO AGNI(Almetyevsk State Petroleum Institute),Almetyevsk/

Аннотация:

Поднята проблема прихватоопасности бурильной колонны о стенки скважины при бурении наклонно направленных скважин, приводятся сведения о существующих противоприхватных технологиях и технических средствах. Как один из способов решения данной проблемы рассматривается возможность применения промывочных жидкостей с улучшенными антифрикционными (противоприхватными) свойствами. Представлена новая разработка – полимер-эмульсионный буровой раствор АГНИ- DRILL, показаны его состав, свойства, приведены результаты опытно-промышленных испытаний. Описаны преимущества применения полимер-эмульсионного бурового раствора.

Ключевые слова:

осложнения при бурении, прихватоопасность бурильной колонны, предупреждение затяжек и прихватов бурильных колонн, промывочные жидкости, полимер-эмульсионный буровой раствор АГНИ-DRILL, осциллятор-турбулизатор, скользящий центратор, компоновка низа бурильной колонны

Abstract:

The authors of the paper consider the problem of drill string stuck hazard against the well-bore in course of drilling directional wells and provide the information on available anti-stack methods and technical means. They consider the possible application of washing fluids with improved anti-friction (anti-stuck) properties as one of the methods in resolving this problem. The authors present the designing of a new composition, i.e. AGNIDRILL polymer-emulsion drilling mud, inform on its composition and properties and the results of pilot tests as well as the advantages of using this polymer-emulsion drilling mud.

Key words:

complications while drilling, drilling string stuck hazard, prevention of over pulling and drill column stuck cases, flushing fluids, AGNIDRILL polymer-emulsion drilling fluid, oscillatorturbulator, sliding centralizer, bottom-hole assembly (BHA)

Об авторах about authors:

Б.А. ИМАНБАЕВ /Филиал ТОО «КМГ Инжиниринг» «КазНИПИмунайгаз», Республика Казахстан/

Т. БИСЕКЕНОВ /ДТОО «Жалгизтобемунай», Республика Казахстан/

М.С. САГЫНДИКОВ /Казахский национальный технический университет имени К. Сатбаева, Республика Казахстан/

А.Я. ХАВКИН, д.т.н. /РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, Россия, г. Москва/

B.A. Imanbayev /"KMG Engineering" TOO, branch of "KazNIPImunaigas", Republic of Kazakhstan/

T. Bisekenov /"Zhalgiztobemunai" DTOO, Republic of Kazakhstan/

M.S. Sagyndikov /K. Satbayev Kazakh National Technical University, Republic of Kazakhstan/

A.Ya. Khavkin, DSc /I.M. Gubkin Russian State Oil and Gas University (NRU), Russia, Moscow/

Аннотация:

Описаны результаты ОПР по закачке вязкоупругой системы для повышения дебитов по нефти и снижения обводненности на нефтяном месторождении Жалгизтобе с вязкостью нефти в пластовых условиях 846 мПа·с и дебитами скважин по нефти 1,3 т/сут с высокой обводненностью (80–90 %), проведенных в декабре 2019 г. Оценка эффективности по методу характеристик вытеснения показала технологический эффект за 10 месяцев после ОПР в количестве более 550 т дополнительно добытой нефти (плюс 19 %) при снижении обводненности на 2 %.

Ключевые слова:

нефтяное месторождение Жангизтобе, повышение эффективности заводнения, потокорегулирующая технология, снижение обводненности, метод характеристик вытеснения (ХВ) нефти, прогноз значений добычи нефти и обводненности

Abstract:

The paper contains the Pilot Test Operation (PTO) results related to the injection of viscous-elastic system to increase oil flow rates and reduce water-cut at Zhalgiztobe oil field having reservoir oil viscosity of 846 mPa/sec and oil well flow rates of 1,3 t/d with high water cut rate (80– 90 %). These PTO were conducted in December 2019. The efficiency assessment through the use of displacement characteristics method have shown the process effect for a period of 10 months after the PTO start in the amount exceeding 550 tons of incremental oil produced (+19 %), with a reduction in water cut by 2 %.

Key words:

Zhalgiztobe oil field, water flooding efficiency growth, flow-diverting procedure, water cut reduction, method of oil displacement characteristics, forecast for oil production and water cut indices

Об авторах about authors:

С.В. КРАПИВИН, А.А. КУЗЬМИЧ, А.Р. РОЗОВА, А.Б. ХАРЬКОВСКИЙ, С.А. ВОЗНЮК, Г.Г. АВАНЕСЯН, А.М. ТАШЛИЦКАЯ/Компания «Шлюмберже»/

S.V. KRAPIVIN, A.A. KUZMICH, A.R. ROZOVA, A.B. KHARKOVSKIY, S.A. VOZNYUK, G.G. AVANESYAN, A.M. TASHLITSKAYA/"Schlumberger" Company/

Аннотация:

Приведен опыт интегрированного моделирования крупного нефтяного месторождения, предложены решения по оптимизации системы заводнения и обустройства. Показаны основные этапы рабочего процесса, методы получения оптимизационных решений и результаты различных сценариев по проведению модернизации сети поддержания пластового давления (ППД).

Ключевые слова:

разработка нефтяных месторождений на поздних стадиях, оптимизация заводнения на основе ГДМ, поддержание пластового давления (ППД), оптимизация системы ППД, интеграция моделей на забое добывающих и нагнетательных скважин, гидродинамические модели ECLIPSE, модели скважин PIPESIM, система сбора и транспорта (ССиТ), модели ССиТ PIPESIM, модели ППД PIPESIM, экономическая модель в ПК Merak, метод Objective Function Optimization, программный комплекс Petrel, интегрированное моделирование (ИМ), интеграция гидродинамических моделей с сетью ППД

Abstract:

The authors present their practical experience in integrated modeling of a large oil field and solutions to optimize water-flooding and field construction systems. The paper contains the main stages of the working process, methods to obtain optimization solutions and the results of various scenarios to upgrade formation pressure maintenance (FPM) network.

Key words:

development of oil fields at late stages, optimization of water-flooding based on HDM, formation pressure maintenance (FPM), optimization of FPM system, integration of models at the BHs of production and injection wells, ECLIPSE hydrodynamic models, PIPESIM well models, well product gathering and transport system (GTS), CSIT PIPESIM models, PIPESIM FPM models, economic model in Merak Software, Objective Function Optimization method, Petrel software package, integrated modeling (IM), integration of hydrodynamic models with FPS network

Об авторах about authors:

А.В. МИНАКОВ1, В.Я. РУДЯК1, 2,М.И. ПРЯЖНИКОВ1,Д.В. ГУЗЕЙ1,В.А. ЖИГАРЕВ1,Д.В. ПЛАТОНОВ1,E.И. МИХИЕНКОВА1/1 Сибирский федеральный университет, г. Красноярск2 Новосибирский государственный архитектурно-строительный университет, г. Новосибирск/

A.V. MINAKOV1, V.Ya. RUDYAK1, 2,M.I. PRYAZHNIKOV1, D.V. GUZEY1,V.A. ZHIGAREV1, D.V. PLATONOV1,E.I. MIKHIENKOVA1/1 Siberian Federal University, Krasnoyarsk2 Novosibirsk State University on Architectureand Civil Engineering, Novosibirsk/

Аннотация:

Одним из перспективных методов повышения нефтеотдачи при заводнении пласта является применение наносуспензий. В работе представлен обзор результатов экспериментального изучения свойств наносуспензий и исследований влияния добавок наночастиц на эффективность нефтеотдачи пласта. Рассмотрен широкий ряд факторов (концентрация, размер и материал наночастиц), влияющих на характеристики смачиваемости и межфазного натяжения для разных образцов горных пород. Проведено численное моделирование процессов вытеснения нефти с помощью наносуспензий. Выявлены ключевые механизмы увеличения коэффициента извлечения нефти при заводнении пласта суспензиями наночастиц.

Ключевые слова:

добыча нефти, обводненность месторождений, применение для разработки нефтяных и газовых скважин наносуспензий и наноэмульсий, управление процессом вытеснения нефти из коллектора, коэффициент межфазного натяжения нефть/наножидкость, исследование процессов вытеснения нефти, вли-яние размера наночастиц на межфазное натяжение, вытеснение нефти наножидкостью, добавка наночастиц в вытесняющую жидкость, коэффициент извлечения нефти (КИН), механизмы увеличения коэффициента нефтеотдачи при заводнении пласта наножидкостью

Abstract:

One of the most promising methods to enhance oil recovery during reservoir flooding is the use of nano-suspensions. The paper presents a review of experimental studies results on the properties of nano-suspensions and studies of the effect of nano-particle additives upon the efficiency of oil recovery. The authors consider a wide range of factors (concentration, size and material of nano-particles) affecting the wettability and interfacial tension parameters for various rock samples and carried out numerical simulation of oil displacement processes with the use of nano-suspensions. The paper also describes the key mechanisms to increase oil recovery factor when the reservoir is flooded with nano-particle suspensions.

Key words:

oil production, field water-cut, application of nano-suspensions and nanoemulsions for oil and gas well development, control over the process of oil displacement from reservoir, oil/nano-fluid interfacial tension factor, study of oil displacement processes, the effect of nano-particle size on interfacial tension, oil displacement by nanofluid, addition of nano-particles to displacing liquid, oil recovery factor (ORF), mechanisms to increase oil recovery factor at the stage of reservoir flooding by nano-fluid

Об авторах about authors:

В.А. СТРИЖНЕВ1, к.т.н., И.Р. АРСЛАНОВ1, Ю.И. ДМИТРИЕВ2, А.А. РАТНЕР1, Н.А. СЕРГЕЕВА1, к.х.н,.Л.Е. ЛЕНЧЕНКОВА3, д.т.н., проф., Н.И. МАРКИН3,А.Г. ТЕЛИН1, к.х.н., член-корр. РАЕН/1 ООО «Уфимский научно-технический центр», г. Уфа,2 ООО «СНК», г. Санкт-Петербург,3 ФГБОУ ВО «Уфимский государственный нефтяной технический университет», г. Уфа/

V.A. Strignev1, PhD, I.R. Arslanov1, Yu. I. Dmitriev2,A.A. Ratner1, N.A. Sergeeva1, PhD,L.E. Lenchenkova3, DSc, Prof., N.I. Markin3,A.G. Telin1, PhD, RANS/ Corr.-member1 "Ufa Scientific-Technical Center" LLC, Ufa2 "SNK" LLC, Saint-Petersburg3 Ufa State Petroleum Technical University, Ufa/

Аннотация:

Проведенные лабораторные работы позволили сформулировать основные подходы к построению технологии газоизоляции. Предлагается на первом этапе готовить и закачивать водный раствор ПАВ. Согласно проведенным лабораторным и фильтрационным исследованиям, в качестве ПАВ рекомендуется использовать композицию неионогенных и анионных ПАВ с общей концентрацией 0,2 %. Добавка полимера КМЦ 9В в количестве 0,2 % к композиции неионогенных и анионных ПАВ повышает кратность пены примерно в 1,5 раза. Данный раствор ПАВ рекомендуется закачивать в газоносные пласты при температуре от 20 до 90 °С. На втором этапе, после закачки пенного состава, закачивается гелеобразующий состав на основе полиакриламида (ПАА) или органоминерального комплекса.

Ключевые слова:

разработка нефтегазоконденсатных месторождений, прорыв газового конуса к забою скважины, методы газоизоляции, технология изоляции заколонных перетоков газа, создание блокирующего экрана из тампонажного состава, технология изоляции прорыва газа в добывающие скважины путем адаптации пенных и пенополимерных композиций, композиции неионогенных и анионных ПАВ с наилучшими показателями кратности пены и времени полураспада, состав для ремонтно-изоляционных работ (РИР) на основе органоминерального комплекса, тампонажный состав для РИР

Abstract:

The conducted laboratory work allowed us to formulate the main approaches to the construction of gas isolation technology. It is proposed to prepare and inject an aqueous surfactant solution at the first stage. According to laboratory and filtration studies, it is recommended to use a composition of non-ionic and anionic surfactants with a total concentration of 0,2 % as a surfactant. the Addition of CMC 9b polymer in an amount of 0,2 % to the composition of non-ionic and anionic surfactants increases the foam multiplicity by about 1,5 times. This surfactant solution is recommended to be pumped into gas-bearing formations at a temperature of 20 to 90 °C. At the second stage, after injection of the foam composition, a gel-forming composition based on PAA or organomineral complex is injected.

Key words:

Development of oil and gas condensate fields, breakthrough of gas cone to well bottom-hole, methods of gas isolation, annulus gas cross-flow control procedure, creation of a blocking screen made of squeeze composition, method of gas breakthrough control into production wells by adapting foam and foam polymer compositions, compositions of non-ionic and anionic surfactants with the best foam expansion rate and its half-life, composition for water shut-off (WSO) works based on organo-mineral complex, squeeze WSO composition

Об авторах about authors:

В.А. СТРИЖНЕВ1, к.т. н, И.Р. АРСЛАНОВ1, А.А. РАТНЕР1, А.В. ФАХРЕЕВА1, А.А. ПОЛИТОВ2, к.х. н, Л.Е. ЛЕНЧЕНКОВА3, д.т.н., проф., А.С. ЖУРАВЛЕВ3, А.Г. ТЕЛИН1, к.х.н., член-корр. РАЕН /1 ООО «Уфимский научно-технический центр», г. Уфа, 2 Институт химии твердого тела и механохимии СО РАН, г. Новосибирск, 3 ФГБОУ ВО «Уфимский государственный нефтяной технический университет», г. Уфа/

V.A. Strignev1, PhD, I.R. Arslanov1, A.A. Ratner1,A.V. Fakhreeva1, A.A. Politov2, PhD, L.E. Lenchenkova3, DSc, Prof., A.S. Zhuravlev3, A.G. Telin1, PhD, RANS Corr.-member 1 "Ufa SciTechCenter" LLC, Ufa 2 Institute of Solid State Chemistry and Mechanochemistry SB RAS, Novosibirsk 3 Ufa State Petroleum Technical University, Ufa

Аннотация:

С каждым годом роль карбонатных коллекторов в добыче нефти неуклонно возрастает, что обусловлено истощением запасов терригенных коллекторов Волго-Уральской нефтяной провинции и Западной Сибири и открытием новых месторождений с карбонатным типом в Восточной Сибири. В этих условиях приоритетной задачей является проведение эффективных ремонтно-изоляционных работ в трещиновато-поровых и трещиноватых коллекторах. В данной статье показаны пути повышения изолирующих свойств тампонажных составов на примере реагента NGT-Chem-3 и органоминерального комплекса ГОС ОМК. Реагенты, разработанные в ООО «Уфимский НТЦ», показали возможность их использования для водоизоляции скважин в трещиноватых коллекторах.*

Ключевые слова:

добыча нефти, трещиноватые коллекторы, карбонатные коллекторы, преждевременное обводнение продукции скважин, ремонтно-изоляционные работы (РИР) в трещиновато-поровых и трещиноватых коллекторах, РИР для изоляции трещин и высокопроницаемых каналов, дисперсные кольматанты, изолирующие свойства тампонажных составов, реагент NGT-Chem-3, органоминеральный комплекс ГОС ОМК, оценка изолирующих свойств составов NGT-Chem-3 и ГОС ОМК, оценка кольматирующей способности NGT-Chem-3 в смеси с фиброй и хризотилом, ликвидация поглощений промывочной жидкости в карбонатных отложениях, водоизоляция скважин в трещиноватых коллекторах с использованием составов NGT-Chem-3 и ГОС ОМК

Abstract:

Every year, the role of carbonate reservoirs in oil production is steadily increasing, due to the depletion of reserves of terrigenous reservoirs in the Volga-Ural Oil Province and Western Siberia and the discovery of new deposits with a carbonate type in Eastern Siberia. In these conditions, the priority task is to carry out effective repair and insulation works in fracture-pore and fractured reservoirs. This article shows the ways to improve the insulating properties of grouting compositions on the examples of NGT-Chem-3 reagent and GFC OMC organomineral complex. The reagents developed in LLC "Ufa STC" showed the possibility of their use for water isolation of wells in fractured reservoirs.

Key words:

oil production, fractured reservoirs, carbonate reservoirs, premature well product water-cutting, water shut-off (WSO) works in fractured- porous and fractured reservoirs, WSO to isolate fractures and high-permeable channels, dispersed bridging agents, isolating properties of squeeze compositions, NGT-Chem-3 reagent, organo-mineral complex of GOS OMK, evaluation of NGT-Chem-3 and GOS OMK isolating properties, evaluation of NGT-Chem-3 bridging ability in a mixture with fiber and chrysotile, elimination of flushing fluid circulation loss in carbonate deposits, water shut-off in placed in fractured reservoirs using NGT-Chem-3 and GOS OMK compositions

Об авторах about authors:

Р.А. ТАБАШНИКОВ/ООО «КРС-СЕРВИС», г. Альметьевск/

О.Д. ЕФИМОВ, к.х.н./ООО «Синергия технологий», г. Казань,/

Е.О. ГУСЕВА/ООО «Синергия технологий», г. Казань/

R.A. TABASHNIKOV/"KRS-SERVICE" LLC, Almetyevsk/

O.D. EFIMOV, PhD,/"Synergy of Technologies" LLC, Kazan/

E.O. Guseva/"Synergy of Technologies" LLC, Kazan/

Аннотация:

Представлены высокоэффективные методы селективной водоизоляции для увеличения нефтеотдачи продуктивных пластов. Приведена информация по опыту их применения на месторождении Губкинского НГКМ. Комплексный подход при проведении водоизоляционных работ обеспечил образование монолитного водоизоляционного экрана. По результатам выполненных работ доказана стопроцентная эффективность разработанных мероприятий.

Ключевые слова:

подъем газоводяного контакта (ГВК), самозадавливание газовых скважин, водоизоляционные работ (ВИР), комплексная технология ВИР без глушения скважины с применением надувного пакера и кремнийорганического водоизоляционного материала, эмульсия на основе эмульгатора «Эксимол», специальный изоляционный материал (СИМ) «СилонВелл», кремнийорганический состав «Пласт-СТ»

Abstract:

The authors present the highly effective methods of selective water shut-off operations to increasing oil recovery from productive reservoirs and provide the information on the experience of their practical application at Gubkinskoye oil and gas field. An integrated approach to water shut-off operations ensured the formation of a monolithic water isolation barrier. Based on the results of the designed measures these operations proved their efficiency by one hundred percent.

Key words:

Rise in gas-water contact (GWC), self-sealing of gas wells, water shutoff jobs (WSO), complex technology of WSO without well killing and with the use of an inflatable packer and organo-silicon water isolating material, emulsion at the basis of "EXIMOL" emulsifier, "SilonWell" special isolating material (SIM), "Plast-ST" organosilicon compo sition

Об авторах about authors:

А.Н. ЛОПУХОВ, главный специалист отдела интенсификации добычи на базовом фонде /АО «Самотлорнефтегаз» /

Д.М. САХИПОВ, генеральный директор /ООО НПФ «Джамир»/

И.А. КРУГЛОВ, заместитель генерального директора по науке /ООО НПФ «Джамир»/

К.В. АНИСИМОВ, руководитель управления интеграции инноваций /Краснодарского компрессорного завода (ККЗ) /

Р.Н. ФАХРЕТДИНОВ, д.х.н., проф., действительный член РАЕН, генеральный директор /ООО МПК «ХимСервисИнжиниринг»/

Г.Х. ЯКИМЕНКО, к.т.н., заместитель генерального директора – главный технолог /ООО МПК «ХимСервисИнжиниринг»/

Об авторах about authors:

А.Н. ЛОПУХОВ, Э.Ф. ЛАТЫПОВ/АО «Самотлорнефтегаз», г. Нижневартовск/

В.Г. МУХАМЕТШИН/АО «НижневартовскНИПИнефть», г. Нижневартовск/

A.N. Lopukhov, E.F. Latypov/Samotlorneftegaz JSC, Nignevartovsk/

V.G. Mukhametshin /"NizhnevartovskNIPIneft" JSC,Nizhnevartovsk/

Аннотация:

Выполнен анализ работы скважин после проведения кислотных обработок пласта с целью разработки алгоритма оценки потенциала скважин под данное мероприятие. Вначале оценка параметров осуществлялась с помощью уравнения Дюпюи. Затем на основании полученных результатов проводилась экспертная оценка, учитывающая особенности применения ОПЗ. Следующим этапом выполнялся корреляционно-регрессионный анализ рассчитанных и фактических значений. В результате получено восемь адекватных регрессионных зависимостей. Проверка достоверности осуществлялась несколькими статистическими методами с применением критерия Стьюдента. Далее проводился анализ пластовых и забойных давлений, депрессии с целью определения оптимальных граничных значений. На основании полученных результатов был сформирован и формализован через MS Excel алгоритм оценки потенциала скважин под ОПЗ.

Ключевые слова:

кислотная обработка пласта; обработка призабойных зон (ОПЗ); алгоритмы подбора скважин-кандидатов под ОПЗ; оценка потенциала скважин через уравнение Дюпюи; алгоритм оценки потенциала скважин под кислотную обработку пласта с помощью регрессионной модели; текущий, капитальный ремонт скважин (ТКРС); фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) коллектора; оценка скин-фактора; модель обводненности скважины; анализ энергетических параметров пласта; пластовое давление; усовершенствование алгоритма подбора скважин под ОПЗ при ТКРС

Abstract:

The analysis of well performance after reservoir acid treatment was performed in order to develop an algorithm in evaluating the potential of wells for this event. Initially, the parameters were evaluated using Dupuy equation. Further on, based upon the results obtained, an expert assessment was carried out, taking into account the application specifics in BH treatment. The next step included the correlation and regression analysis of the calculated and obtained values. As a result, eight adequate regression dependencies were obtained. The validation was carried out by several statistical methods using the Student's criteria.Further, the authors conducted the analysis of reservoir and bottom-hole pressures and depressions in order to determine the optimal boundary values. Based on the results obtained, an algorithm to evaluate the potential of wells for BH treatment was formed and formalized through MSExcel.

Key words:

formation acid treatment, bottomhole (BH) treatment, algorithms to select candidate wells for BH treatment, evaluation of well potential using Dupuy equation, algorithm of well potential assessment for reservoir acid treatment using a regression model, routine and major well work-over (MWWO), reservoir filtration capacity properties (FCP), skin factor evaluation, model of well watercut, analysis of reservoir energy parameters, formation pressure, improvement in algorithm to select the wells for BH treatment and routine and MWWO.

Об авторах about authors:

А.Н. ГАВРЮК, С.Ю. БОРХОВИЧ, к.т.н./Удмуртский государственный университет, Институт нефти и газа им. М.С. Гуцериева, г. Ижевск/

А.Р. МАВЛИЕВ/ЗАО «Ижевский нефтяной научный центр», Ижевск/

Н.Г. ТРУБИЦИНА, к.т.н./Удмуртский государственный университет, Институт нефти и газа им. М.С. Гуцериева, г. Ижевск/

A.N. GAVRYUK, S.Yu. BORKHOVICH, PhD /Udmurt State University, Institute of Oil and Gasnamed after M.S. Gutserieva, Izhevsk/

A.R. MAVLIEV /Field Monitoring Department, Izhevsk/

N.G. Trubitsina, PhD /Udmurt State University, Institute of Oil and Gas named after M.S. Gutserieva, Izhevsk/

Аннотация:

Большая часть крупных нефтяных месторождений находится на последней стадии разработки, для которой характерно снижение технико-экономических показателей. Скважины значительно обводнены, а продуктивные пласты представлены прослоями с разной проницаемостью. Традиционная обработка кислотным составом неоднородного пласта приводит к стимуляции более проницаемых и обводненных интервалов пласта. В результате после ОПЗ скважин зачастую получают прирост обводненности, что подтверждается в результате анализа: повышение обводненности после ОПЗ является основной причиной неуспешности. Целью работы является рассмотрение опыта проведения СКО на высокодебитном и высокообводненном фонде скважин с применением отклонителей кислотных составов.

Ключевые слова:

соляно-кислотная обработка (СКО), обработка призабойной зоны (ОПЗ), ПЗП (призабойная зона пласта), отклонители составов, обратные эмульсии (ОЭ), нефтекислотные эмульсии (НКЭ), подбор отклоняющих или кислотных составов, ОПЗ на скважинах с высокой выработкой и обводненностью, ОПЗ на обводненных высокодебитных скважинах

Abstract:

The last stage of Oil field development and operation is an technical and economically important problem. Wells are significantly watered, and productive layers are presented with different permeability. The wells start-up after treatments with an acid composition to inhomogeneous layers leads to an increase in water cut redistribution of filtration flows towards a more permeable watered part of the formation. The purpose of this work is to consider the conduct of hydrochloric acid treatment (HAT) in highly water wells with the use of acid composition chemical deflector(acidic oil emulsions).

Key words:

hydrochloric acid (HCl) treatment, bottom-hole (BH) treatment, BHFZ (bottom-hole formation zone), composition diverters, reverse emulsions (RE), petroleum acid emulsions (PAE), selection of diverting or acid compositions, BH of the wells with high depletion rate and high water cut, BH zone of water-cut high-productive wells

Об авторах about authors:

М.Г. НОВИКОВ, А.И. ИСЛАМОВ, Р.Ш. ТАХАУТДИНОВ EN / ООО УК «Шешмаойл», Республика Татарстан, г. Альметьевск/

M.G. NOVIKOV, A.I. ISLAMOV, R.Sh. TAKHAUTDINOV /"SheshmaOil" UK LLC, Republic of Tatarstan, Almetyevsk/

Аннотация:

Рассматриваются вопросы увеличения извлекаемых запасов нефти, коэффициента извлечения нефти (КИН), ускорения темпов разработки, повышения рентабельности залежей и месторождений (с карбонатными отложениями) в целом за счет внедрения технологии проппантных гидравлических разрывов пластов (ПГРП), многостадийных ПГРП в скважинах с горизонтальным окончанием, бурения уплотняющей сетки скважин с последующим ПГРП. Показано, что оптимизация ПГРП (переход на гибридные исполнения) комбинированием маловязких и сшитых жидкостей в зависимости от показателей на тестовых закачках позволила стабилизировать обводненность продукции, увеличить продуктивность скважин по нефти и стабилизировать темп снижения.

Ключевые слова:

месторождения с трудноизвлекаемыми запасами, месторождения с карбонатными отложениями, уплотнение сетки скважин, бурение горизонтальных скважин (ГС), методы интенсификации добычи нефти, проппантный гидравлический разрыв пласта (ПГРП), мини-ГРП, совершенствование технологии ПГРП, углерод-кислородный (С/О) каротаж, обводненность продукции скважин после ГРП, оптимизация параметров гидравлически создаваемой трещины, гидропескоструйная перфорация (ГПП) с привлечением флота по ГРП, технологии ГПП с пакером в режиме ГРП, гибридные ГРП, жидкости ГРП, линейная жидкость ГРП, сшитая жидкость ГРП, жидкость ГРП типа Slickwater, комбинирование жидкостей ГРП, увеличение КИН, бесполимерные жидкости ГРП

Abstract:

The article addresses the issues of increasing recoverable reserves of oil, oil recovery factor, speeding up development, improving the profitability of deposits and fields (with carbonate deposits) as a whole through the introduction of proppant fracturing technology (PHF), multistage fracturing in wells with horizontal endings, drilling a compact grid of wells with subsequent fracturing. It is indicated that optimization and transition to hybrid hydraulic fracturing by combining low-viscosity and cross-linked fluids depending on the performance during test injections made it possible to stabilize product's water cut, increase well productivity in terms of oil and stabilize oil recovery reduction rate.

Key words:

fields with hard-to-recover reserves, fields with carbonate deposits, in-fill well pattern, horizontal well (HW) drilling, oil production stimulation methods, proppant reservoir hydraulic fracturing (PHF), mini hydro-fracturing, improvement of PHF process, carbon-oxygen (C/O) logging, well product water-cutting after hydraulic fracturing, optimization of parameters in hydraulically created fractures, hydraulic sand/jet perforation (HSJP) with the use of hydraulic fracturing fleet, hydraulic fracturing (HF) procedures with packer in hydraulic fracturing mode, hybrid HF, HF fluids, linear HF fluid, crosslinked HF fluid, Slick water HF fluid, combination of HF fluids, growth in ORF, polymer-free HF fluids

Об авторах about authors:

Р.У. РАБАЕВ1, к.т.н., В.И. СМУРЫГИН2,Ш.Х. СУЛТАНОВ1, 3, д.т.н., проф., Ю.А. КОТЕНЕВ1, д.т.н., проф., А.В. ЧИБИСОВ1, 3, к.т.н., С.А. БЛИНОВ4, к.т.н./1 Уфимский государственный нефтяной технический университет, Уфа, 2 ГУП РК «Черноморнефтегаз», Симферополь,3 Институт стратегических исследований Республики Башкортостан, Уфа,4 ООО «Крезол-НефтеСервис», Уфа/

R.U. Rabaev1, PhD, V.I. Smurygin2,Sh.Kh. Sultanov1, 3, DSc, Prof.,Y.A. Kotenev1, DSc, Prof., A.V. Chibisov1, 3, PhD,S.A. Blinov4, PhD1 Ufa State Petroleum Technical University, Ufa,2 GUP RK "Chernomorneftegas", Simferopol,3 Institute on Strategic Studies of Republic ofBashkortostan, Ufa 4 "Cresol-Nefteservise" LLC, Ufa/

Аннотация:

Поднята проблема низкой эффективности применяемых систем разработки сложнопостроенных залежей углеводородов на месторождениях черноморского шельфа. Применение традиционных кислотных методов стимуляции притока в этих условиях характеризуется низкой эффективностью, что связано с малым охватом продуктивного пласта реагентным составом по толщине вскрытого перфорацией интервала и малой глубиной проникновения в призабойную зону пласта. Предложена комплексная технология проведения обработки призабойной зоны пласта, включающая последовательную закачку кислотного раствора и отклонителя. Технология направлена на восстановление или повышение. Поднята проблема низкой эффективности применяемых систем разработки сложнопостроенных залежей углеводородов на месторождениях черноморского шельфа. Применение традиционных кислотных методов стимуляции притока в этих условиях характеризуется низкой эффективностью, что связано с малым охватом продуктивного пласта реагентным составом по толщине вскрытого перфорацией интервала и малой глубиной проникновения в призабойную зону пласта. Предложена комплексная технология проведения обработки призабойной зоны пласта, включающая последовательную закачку кислотного раствора и отклонителя. Технология направлена на восстановление или повышение

Ключевые слова:

газоконденсатные месторождения черноморского шельфа, разработка сложнопостроенных залежей углеводородов (УВ), методы интенсификации добычи УВ, восстановление фильтрационных характеристик коллектора в призабойной зоне пласта, интенсификация добычи газа из карбонатных коллекторов, соляно-кислотные обработки (СКО), комплексная технология интенсификации добычи газа, последовательная закачка кислотного раствора и отклонителя, моделирование обработки призабойной зоны (ОПЗ) пласта, подбор кислотного состава для ОПЗ, изоляция «обработанного» кислотным составом пласта от следующей «порции» кислотного раствора, раствор отклонителя

Abstract:

The authors of the paper consider the problem of low efficiency with the applied development systems in complex hydrocarbon deposits at the fields located in the Black Sea off-shore areas. The use of traditional acidic methods to stimulate the inflow in these conditions is characterized by low efficiency, which is associated with a small coverage of the productive formation by the reagent composition over the thickness of the perforated interval and shallow penetration depth into formation BH zone. The authors propose the complex technology of formation BH zone treatments, including sequential injection of acid solution and a diverter. This procedure is aimed at restoring or increasing the reservoir permeability by eliminating and preventing BH zone clogging by Carbonate salt deposits, biocenosis and filter cake removal from reservoir BH zone. The paper also presents the results of commercial test with the complex technology to stimulate gas and gas condensate production in Terrigenous-Carbonate formations at one of the Black Sea off-shore fields.

Key words:

gas-condensate fields at the Black Sea off-shore region, development of complex structured hydrocarbon (HC) deposits, methods of HC production stimulation, restoration of reservoir filtration characteristics in reservoir BH zone, stimulation of gas production from Carbonate reservoirs, hydrochloric acid (HCl) treatments, complex technology of gas production stimulation, sequential injection of acid solution and diverter, modeling of reservoir BH zone treatment (BHT), selection of acid composition for BHT, isolation of the formation "treated" by acid composition from the next "portion" of the acid solution, diverting solution

Об авторах about authors:

И.И. МУХАМАТДИНОВ1, к.т.н., Э.Э. ГИНИЯТУЛЛИНА1,Р.Э. МУХАМАТДИНОВА1, к.х.н., О.В. СЛАВКИНА2, к.т.н., К.А. ЩЕКОЛДИН2,А.В. ВАХИН1, к.т.н./1 Институт геологии и нефтегазовых технологий, Казанский федеральный университет, Казань,2 ООО «РИТЭК», г. Волгоград/

I.I. Mukhamatdinov1, E.E. Giniyatullina1,R.E. Mukhamatdinova1, A.V. Vakhin1,O.V. Slavkina2, K.A. Shchekoldin2/1 Institute on Geology and Oil/Gas Processes,Kazan Federal University,Kazan,2 RITEK ILLC, Volgograd/

Аннотация:

В работе исследован процесс каталитического акватермолиза для высоковязкой нефти Стреловского месторождения, осваиваемого ООО «РИТЭК» с использованием закачки пара. По данным лабораторных испытаний установлена высокая эффективность разработанного в Казанском федеральном университете нефтерастворимого катализатора на основе железа в реакциях деструкции смолисто-асфальтеновых веществ. Исследованы образцы исходной нефти, а также продуктов некаталитического и каталитического акватермолиза в присутствии таллата железа и растворителя АСПО при температурах 250 и 300 °С в течение 24 часов. Определены вязкостно-температурные характеристики образцов нефтей. Распределение н - и изоалканов определено методом ГХ-МС. Проведенные исследования выявили, что каталитический акватермолиз оказывает значительное влияние на изменение вязкости и компонентного состава нефти Стреловского месторождения.

Ключевые слова:

высоковязкая нефть, интенсификация добычи высоковязкой нефти, внутрипластовое преобразование высоковязкой нефти, моделирование явления акватермолиза, каталитический акватермолиз, газовая хроматография-масс-спектрометрия (ГХ/МС) фракций насыщенных углеводородов, уменьшение вязкости нефти, моделирование паротепловой обработки высоковязкой нефти

Abstract:

The paper presents the studies of catalytic aqua  thermolysis process for high-viscous oil of Strelovskoye field developed by “RITEK” LLC using steam injection. According to lab tests the high efficiency of oil-soluble iron-based catalyst developed in Kazan Federal University to destruct reactions of resinous-asphaltene substances was established. The authors have studied the samples of the crude oil, as well as products of non-catalytic and catalytic aqua thermolysis in presence of iron thallate and an ASPO solvent at temperatures of 250°C and 300°C for 24 hours and defined the viscosity-temperature characteristics of oil samples as well as the distribution of n-and iso-alkanes by GH-MS method. The conducted studies have revealed that the catalytic aqua thermolysis has a significant effect on the change of oil viscosity and oil composition from Strelovskoye field.

Key words:

High-viscous oil, stimulation of high-viscous oil production, intra-formation transformation of high-viscous oil, modeling of aqua-thermolysis, catalytic aqua-thermolysis, gas chromatography - mass spectrometry (GC/MS) of saturated hydrocarbon fractions, reduction in oil viscosity, modeling of steam-thermal treatment of high-viscous oil

Об авторах about authors:

Б.В. АРХИПОВ, к.ф.-м.н., Д.А. ШАПОЧКИН/Федеральный исследовательский центр «Информатика и управление» Российской академии наук, г. Москва/

B.V. Arkhipov, D.A. Shapochkin /Federal Research Centre for computer science and Control Russian Academy of Sciences Moscow/

Аннотация:

В работе предлагается модель растекания нефтяного разлива, разработанная на основе обыкновенного дифференциального уравнения (ОДУ) и базирующаяся на рассмотрении баланса сил, действующих на осесимметричное пятно. Достоинством предлагаемой модели является более последовательный и естественный переход от конечных алгебраических формул Фэя, содержащих константы, определенные по экспериментальным данным, к более общим ОДУ, описывающим процесс растекания. Выполнено моделирование трансформации нефтяного разлива при различных параметрах и приведено сравнение с данными наблюдений. Показано, что для предотвращения аномального растекания нефтяного разлива на поверхностно-вязкой стадии необходима специальная параметризация коэффициента Харкинса, которая дает лучшее совпадение с наблюдениями.

Ключевые слова:

описание процесса растекания нефтяных разливов, модель растекания нефтяного разлива на основе обыкновенного дифференциального уравнения (ОДУ), формулы Фэя, выветривание нефтяного разлива, моделирование трансформации нефтяного разлива, предотвращения аномального растекания нефтяного разлив на поверхностно-вязкой стадии, параметризация коэффициента Харкинса, расчеты трансформации нефтяного разлива.

Abstract:

The paper proposes a model of oil spill spreading based on an ordinary differential equation (ODE) based on the consideration of the balance of forces acting on an axisymmetric spot. The advantage of the proposed model is a more consistent and natural transition from finite algebraic Fey formulas containing constants determined from experimental data to more general odes describing the spreading process. The transformation of an oil spill under various parameters is modeled and compared with the observational data. It is shown that to prevent abnormal spreading of an oil spill at the surface-viscous stage, a special parametrization of the Harkins coefficient is necessary, which gives a better match with the observations.

Key words:

Description of oil spill spreading process, oil spill spreading model based on the ordinary differential equation (ODE), Fay’s formula, oil spill weathering, oil spill transformation modeling, prevention of abnormal oil spill spreading at surface-viscous stage, Harkins factor parametrization, oil spill transformation calculations