Об авторах about authors:

А.В. Морозова1 , А.А. Шарыгин2 , П.П. Слидзевский2 , А.И. Каменюка2

1. ООО «БурСервис», г. Москва,  2. ООО «БурСервис», г. Усинск

A.V. Morozova1, А.А. Sharygin2, P.Р. Slidzevsky2, A.I. Kamenyuka2

1. Burservis, LLC, Moscow,  2. Burservis, LLC, Usinsk

Аннотация:

Рассматривается опыт успешного применения технологии пеноцементирования при строительстве скважин в сложных геолого-технологических условиях Тимано-Печорского региона. Проанализированы недостатки стандартной двухступенчатой технологии цементирования с использованием муфты ступенчатого цементирования (МСЦ), в частности высокий процент негерметичности межколонного пространства (МКП) и риски, связанные с оборудованием. Приведено описание технологии пеноцементирования, ее теоретические основы и ключевые преимущества, такие как низкая плотность, эластичность и способность поддерживать стабильное давление в процессе схватывания. Представлены детальные результаты опытно-промышленных работ (ОПР) по цементированию эксплуатационных колонн 178 мм и хвостовиков, которые показали стопроцентную герметичность МКП, значительное улучшение качества сцепления по данным акустического каротажа, сокращение времени ожидания затвердевания цемента с 34 до 24 часов и снижение общей стоимости работ. Сделан вывод о высокой эффективности и гибкости технологии пеноцементирования для ответа на современные вызовы, связанные с зонами поглощения, миграцией газа и циклическими нагрузками, что позволяет повысить надежность и рентабельность строительства скважин.

Ключевые слова:

цементирование скважин, негерметичность в межколонном пространстве (МКП), технология одноступенчатого пеноцементирования, тампонажный раствор пониженной плотности, введение в цементный раствор пенообразователя и инертного газа, пеноцемент, герметичность МКП, повышение качества сцепления цементного раствора, цементирование эксплуатационных колонн, эластичный цементный камень, сокращение сроков бурения, рентабельность строительства скважин

Abstract:

This article examines the successful application of foam cementing technology for well construction in the challenging geological and technological conditions of the Timan-Pechora region. The shortcomings of the standard two-stage cementing technology using a stage cementing collar (SCC) are analyzed, specifically the high rate of casing annulus integrity failures and equipment-related risks. The paper provides a description of the foam cementing technology, its theoretical foundations, and key advantages, such as low density, elasticity, and the ability to maintain stable pressure during the setting process. Detailed results of pilot field operations on cementing 178 mm production casings and liners are presented. These results demonstrated 100 % casing annulus integrity, a significant improvement in bonding quality according to acoustic cement bond logs, a reduction in cement waiting-on-cement (WOC) time from 34 to 24 hours, and an overall reduction in operational costs. The conclusion is drawn that foam cementing technology is highly effective and flexible for addressing modern challenges such as loss circulation zones, gas migration, and cyclic loads, thereby enhancing the reliability and cost-effectiveness of well construction.

Key words:

well cementing, leakage in annulus space (AS), one-stage foam-cementing technology, low-density squeeze composition, addition of foaming agent and inert gas into cement slurry, foamcement, leakage in AS, improvement the quality of cement slurry adhesion, cementing of production strings, elastic cement stone, reduction in time of drilling, profitability of well construction

Об авторах about authors:

В.С. Зырянов1, В.В. Василенко2, Ф.В. Рудов3, К.А. Дубовик4, А.М. Литвинов5, А.Е. Безбородов6

1. ООО «БурСервис», г. Тюмень,  2. ООО «БурСервис», г. Керчь, 3. ООО «БурСервис», г. Томск , 4. ООО «БурСервис», г. Ижевск,  5. ООО «БурСервис», г. Краснодар,  6. ООО «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ», п. Тарко-Сале, Ямало-Ненецкий автономный округ

V.S. Zyryanov1, V.V. Vasilenko2, F.V. Rudov3, K.A. Dubovik4, A.M. Litvinov5, A.E. Bezborodov6

1. BurServis, LLC, Tyumen,  2. BurServis, LLC, Kerch,  3. BurServis, LLC, Tomsk,  4. BurServis, LLC, Izhevsk 5BurServis, LLC, Krasnodar,  6. NOVATEK-TARKOSALENEFTEGAZ, PJSC, Tarko-Sale, Yamalo-Nenets Autonomous District

Аннотация:

Ежегодно в Российской Федерации вводится в эксплуатацию более 7500 скважин. Из них более чем у 2 % наблюдается явление межколонных давлений (МКД), что не только затрудняет, но иногда и делает полностью невозможной их дальнейшую эксплуатацию. Помимо недавно введенных в эксплуатацию скважин имеется значительное количество ликвидированных скважин с МКД. Эти скважины представляют собой потенциальный источник выброса природного газа и конденсата по при чине повреждения обсадных колонн или негерметичного цементного камня (ЦК), что имеет негативное влияние как на экономические показатели, так и на биосферу в целом. В данной статье отображен комплексный инженерный подход к применению самовосстанавливающихся цементных систем (СВЦ) в условиях скважин с высокой вероятностью газопроявлений.

Ключевые слова:

самовосстанавливающаяся цементная система, межколонное давление, миграция газа, вероятность газопроявления.

Abstract:

More than 7500 wells are brought into production in the Russian Federation annually. At least 2 % of wells are prone to the phenomenon of annular pressure making their further exploitation difficult or even completely impossible. In addition to recently brought-in wells, there is a significant number of abandoned wells having annular pressure. These wells represent a potential source of natural gas and condensate blowout due to casing dam age or penetrated cement as a result of gas migration, which has a negative impact on both economic performance and the environment. This article demonstrates a comprehensive engineering approach in terms of implementation of self-recovering cement systems in wellbore conditions characterized with high gas flow potential.

Key words:

self-recovering cement system, annular pressure, gas migration, gas flow potential

Об авторах about authors:

Р.ф. Давлетшин, А.В. Морозова, Р.Г. Шарафутдинов /ООО «БурСервис», г. Москва/

R.F. Davletshin, A.V. Morozova, R.G. Sharafutdinov /BurServis, LLC, Moscow/

Аннотация:

В условиях разработки трудноизвлекаемых запасов (ТрИЗ) на месторождениях Западной Сибири особую актуальность приобретает обеспечение долговременной герметизации затрубного пространства при строительстве горизонтальных скважин, на которых планируется проведение многостадийного гидравлического разрыва пласта (МГРП). В статье рассматривается технология цементирования с использованием эластичного цементного раствора с пониженным модулем упругости, включающая вращение обсадной колонны (хвостовика). Такой подход  позволяет минимизировать риски образования микроканалов и межколонной циркуляции при многократных нагрузках. Приведены результаты полевых операций, выполненных компанией ООО «БурСервис» в 2024–2025 гг., дана оценка герметизирующей способности применяемого состава и эффективности технологии. Рассмотрены перспективы масштабирования технологии для применения в аналогичных геолого-технических условиях.

Ключевые слова:

трудноизвлекаемые запасы (ТрИЗ), качество крепления скважин, эластичный цементный раствор с пониженным модулем упругости, стойкость цементного камня к растрескиванию и утрате герметичности, повреждение цементного камня после МГРП, технология вращения обсадной колонны при цементировании, трех мерное моделирование вытеснения бурового раствора цементным раствором, технология цементирования с вращением хвостовика и использованием эластичного цемента

Abstract:

In the development of hard-to-recover reserves (HTRR) in Western Siberian fields, ensuring long-term annular sealing during the construction of horizontal wells intended for multistage hydraulic fracturing (MSHF) is of particular importance. This paper presents a cementing technology based on the use of an elastic cement slurry with a reduced elastic modulus, combined with liner (casing) rota tion. Such an approach minimizes the risks of microchannel formation and interzonal flow under repeated cyclic loading. The results of field operations carried out by «BurServis» LLC in 2024–2025 are provided, along with an evaluation of the sealing capacity of the applied slurry and the overall effectiveness of the technology. The prospects for scaling up this solution in comparable geological and technical conditions are also discussed.

Key words:

hard-to-recover reserves (HRR), quality of well casing, elastic cement mortar with reduced elasticity modulus, resistance of cement stone to cracking and loss of tight ness, damage to cement stone after MSHF, casing rotation procedure during cementing, 3D modeling of drilling mud displacement with cement mortar, cementing procedure with liner rotation and the use of elastic cement

Об авторе about author:

Л.Б. Поляченко, к.ф.-м.н. /ООО «Институт нефтегазовых технологий «ГеоСпектр», г. Москва/

L.B. Polyachenko, PhD /OGTI Geo-Spectrum LLC/

Аннотация:

Правильное построение литолого-петрофизической модели (ЛПМ) важно для выполнения корректного подсчета запасов, верной интегральной оценки кол лекторских свойств и добычных характеристик скважин. При использовании нефильтрующихся буровых растворов (БР) основная сложность при построении ЛПМ – произвольное и неизвестное насыщение пор (вода/газ/смесь) в радиусе исследований методов ГИС, из-за чего традиционные способы интерпретации данных ГИС для расчета как пористости Кп, так и глинистости Кгл не работают. Предложена новая методика интерпретации данных ГИС в разрезах газовых скважин, пробуренных на нефильтрующихся БР, предусматривающая одновременное определение Кп и Кгл в условиях переменного по разрезу содержания газа. Методика состоит в решении системы петрофизических уравнений для типового комплекса ГИС (ГГК-П, АК, ГК, НК) с учетом особенностей влияния газа и глинистости на эти методы. Получено хорошее согласие рассчитанных значений пористости и глинистости с данными керна, с результатами ГДИ и ОПИ. Методика разработана в России впервые, аналоги за рубежом нам неизвестны.

Ключевые слова:

строительство скважин, газовые скважины, нефильтрующиеся буровые растворы (БР), влияние глинистости на проницаемость коллектора, литолого-петрофизическая модель (ЛПМ), расчет пористости, определение минералогической глинистости, методика интерпретации данных ГИС, методика построения ЛПМ, новая методика интерпретации ГИС для газовых скважин, пробуренных на нефильтрующихся БР

Abstract:

A properly built lithological and petrophysical model (LPM) is crucial for correct calculation of the reserves, accurate integral estimation of reservoir porosity and permeability and productivity character istics of wells. When non-filterable drilling muds (DRs) are used, the primary challenge in building the LPM is about random and unknown pore saturation (water/gas/mixture) within the radius covered by the WL investigation methods. Therefore, conventional methods of WL data interpretation fail in calculation of both porosity Fp, and shaliness Vsh. We have proposed a new methodology for WL data interpreta tion in the logs of gas wells drilled with non-filter able DRs. The methodology stipulates for simultane ous determination of Fp and Vsh during variable gas content in the log. The methodology relies on solving a system of petrophysical equations for the standard WL suite (density GGL, AL, GL, NL), with due regard for the featured effects of gas and shaliness on the methods. We have obtained the calculated values of porosity and shaliness that cohesively match the core data, flow testing and pilot testing. The meth odology is novel for Russia, and we are unaware of any foreign peers.

Key words:

well construction, gas wells, non-fil tering drilling fluids (DF), the effect of clay content upon reservoir permeability, lithological and petro physical model (LPM), calculation of porosity, deter mination of mineralogical clay content, method of well survey (WS) data interpretation, method of LPM construction, new method of WS data interpretation for gas wells drilled with the use of non-filtering DF

Об авторах about authors:

Н.В. Анашкин, А.С. Дрозд, Д.А. Каушанский, В.Б. Демьяновский /Институт проблем нефти и газа РАН, г. Москва/

N.V. Anashkin, A.S. Drozd, D.A. Kaushanskiy, V.B. Demyanovskiy /”Institute on Oil and Gas Problems” @ Russian Academy of Sciences, Moscow/

Аннотация:

В России весомую долю в трудноизвлекаемых запасах занимают высоковязкая нефть и битумы, запасы которых составляют около 10 млрд м3, степень выработанности  оценивается в 14 %. К категории трудноизвлекаемых запасов относят запасы нефти с вязкостью более 200 мПа•с. Разработка месторождений нефти повышенной вязкости, а также высоко вязкой нефти может проводиться как на естественных режимах, так и с применением методов воз действия, к которым, например, относятся тепловые методы увеличения нефтеотдачи (МУН). При разработке месторождений высоковязкой нефти проблема пескопроявлений становится весьма актуальной, так как даже при низких скоростях флюида на частицы коллектора будет действовать значительная сила вязкого трения. Одним из осложняющих факторов при реализации тепловых МУН является вынос песка. В статье центральное внимание уделено предотвращению механических примесей, а именно механическим и физико-химическим методам. В рамках механического метода предложено использовать скважинные фильтры с гироидной структурой. В рамках физико-химического метода разрабатывается технология создания искусственного коллектора (внутрипластового фильтра) в кавернах околоскважинной зоны пласта с помощью термопластично го полимера.

Ключевые слова:

высоковязкая нефть, битум, трудноизвлекаемые запасы, тепловые методы увеличения нефтеотдачи (МУН), пескопроявления, вынос песка, механические примеси, скважинные фильтры с гироидной структурой, технология создания искусственного коллектора, термопластичный полимер, аддитивный технологический процесс, аддитивные технологии, 3D-печать

Abstract:

Significant share in Russian hard-to-recover reserves is occupied by high-viscous oil and bitu men, with reserves of about 10 billion m3, and the depletion rate is estimated at 14 %. The category of hard-to-recover reserves includes oil reserves with viscosity exceeding 200 MPa•sec. The development of fields with increased viscosity oil, as well as high-viscous oil can be carried out both under natu ral production conditions and by using external effective methods, which, for example, include thermal improved oil recovery methods. When developing fields with high-viscous oil, the problem of sand show becomes very relevant, since even at low fluid velocities, a significant viscous friction force will affect the reservoir particles. One of the challenging factors in the implementation of IOR thermal methods is sand production. The article focuses on the prevention of mechani cal impurities production, namely mechanical and physical/chemical methods. Within the frames of mechanical method, it is proposed to use well-bore filters with gyroid structure. Within the frames of physical/chemical method, they design the tech nology to creating artificial reservoir (intra-reser voir filter) in the caverns of borehole zone using thermoplastic polymer.

Key words:

high-viscous oil, bitumen, hard-to recover reserves, thermal improved oil recovery (IOR) methods, sand shows, sand recovery, mechan ical impurities, well-bore filters with a gyroid struc ture, technology to create an artificial reservoir, thermoplastic polymer additive manufacturing pro cess, additive technologies, 3D printing

Об авторах about authors:

И.П. Соколов1, Д.C. Марков2, Д.Д. Терешин3, Н.И. Кривова3, Ф.Г. Ишмуратов4,5, И.С. Копейкин 6, С.Р. Алимбекова4,5

1. АО «ВЧНГ», г. Иркутск, 2.  ООО «Таас-Юрях Нефтегазодобыча», г. Иркутск,  3.  ООО «Славнефть-Красноярскнефтегаз», г. Красноярск,  4. ФГБОУ ВО «Уфимский университет науки и технологий», г. Уфа,  5. ООО «НИИ ТС «Пилот», г. Уфа,  6.  ООО «ИНПЦ «Пилот», г. Уфа

I.P. Sokolov1, D.S. Markov2, D.D. Tereshin3, N.I. Krivova3, F.G. Ishmuratov4,5, I.S. Kopejkin6, S.R. Alimbekova4,5

1. «VCNG» JSC, Irkutsk,  2.«Taas-Juryah Neftegazodobyicha» LLC, Irkutsk, 3. «Slavneft-Krasnoyarskneftegaz» LLC, Krasnoyarsk,  4. Ufa University of Science and Technology, Ufa,  5. SRI TS «Pilot» LLC, Ufa,  6. IPC «Pilot» LLC, Ufa

Аннотация:

Проведены лабораторное и стендовое исследования влияния низкочастотного электромагнитного поля (ЭМП) в диапазоне 30-300 кГц на процесс кристаллизации хлорида натрия (NaCl) в целях борьбы с солеотложениями (галитом) в нефтедобывающем оборудовании. Результаты экспериментов показали, что воздействие ЭМП приводит к кардинальному изменению морфологии кристаллов и кинетики кристаллизации. Под воздействием ЭМП наблюдается формирование агрегированного поликристаллического осадка с пористой структурой. Получающийся рыхлый конгломерат обладает меньшей адгезией к металлическим поверхностям. Практическая эффективность технологии подтверждена в ходе опытной эксплуатации электроволнового излучателя (ЭВИ МК), генерирующего ЭМП для борьбы с галитами в скважинах Верхнечонского и Куюмбинского месторождений. Внедрение данного оборудования позволяет сократить частоту обработок для удаления солевых отложений галита, увеличить межремонтный период работы скважин. Показано, что метод электромагнитного воздействия является перспективным для предотвращения образования галитных пробок во внутрискважинном оборудовании.

Ключевые слова:

отложения неорганических солей в призабойной зоне пласта и на внутрискважинном оборудовании, влияние электромагнитного поля (ЭМП) на кристаллизацию хлорида натрия, защита внутрискважинного оборудования от отложений солей с помощью генерируемого ЭМП, электро-волновой излучатель (ЭВИ МК)

Abstract:

Laboratory and bench tests of the effect of a low-fre quency electromagnetic field (EMF) in the range of 30-300 kHz on the crystallization of sodium chloride (NaCl) in order to combat salt deposits (halite) in oil production equipment have been carried out. The exper imental results showed that exposure of EMF leads to a drastic change in crystal morphology and crystallization kinetics. Under the influence of EMF, the formation of an aggregated polycrystalline precipitate with a porous structure is observed. The resulting loose conglomerate has less adhesion to metal surfaces. The practical effectiveness of the technology was con firmed during the pilot operation of an electro-wave emitter (EWE MK), which generates an EMF for halite combat at the wells of the Verkhnechonskoye and Kuyumbinskoye fields. The introduction of this equip ment makes it possible to reduce the frequency of treat ments for the removal of halite salt deposits and to increase the duration of the wells inter-repair period. It is shown that the method of electromagnetic exposure is prospective for preventing the formation of halite plugs in downhole equipment.

Key words:

deposits of inorganic salts in the bottom hole zone of the reservoir and on downhole equipment, the effect of an electromagnetic field (EMF) on the crystallization of sodium chloride, protection of downhole equipment from salt deposits using generat ed EMF, electro-wave emitter (EWE MK)

Об авторе about author:

А.А. Исаев, к.т.н.,  /ООО УК «Шешмаойл», г. Альметьевск/

A.A. Isaev, PhD, /Sheshmaoil Management Company LLC, Almetyevsk/

Аннотация:

Проведение экспериментов по определению фазовой проницаемости породы по нефти при давлении выше и ниже давления насыщения показало, что при значениях проницаемости менее 20•10-3мкм2 фазовая проницаемость породы по нефти при связанной водонасыщенности выше, чем фазовая проницаемость по керосину. Данный эффект связан с перераспределением связанной воды в пористой среде по причине создания условий начальной водонасыщенности методом центрифугирования.

Ключевые слова:

комплексы принудительной откачки газа из затрубного пространства скважин, газопроницаемость и фазовая проницаемость кол лектора, снижение давления в затрубном пространстве, влияние принудительного дегазирования затрубной зоны на перераспределение фильтрационных потоков, снижение газового фактора, предотвращение преждевременного обводнения или газо- напорного прорыва, обоснование применения комплексов принудительной откачки газа, стенд фильтрационной установки, методика определения проницаемости при изменении пластового давления

Abstract:

Experiments to determine relative permeability to oil under pressures above and below the saturation pressure have revealed that relative permeability to oil under connate water saturation is higher than relative permeability to kerosene if the per meability values are less than 20•10-3 μm2. This effect is attributed to redistribution of connate water in a porous medium due to creation of initial water saturation conditions by centrifugation

Key words:

equipment set for forced gas pump ing-out from well annular space, reservoir gas permeability and phase permeability, pressure reduction in annular space, the effect of forced degassing in annular zone upon the redistribution of filtration flows, reduction in gas factor, preven tion of premature flooding or gas-pressure break through, justification for the application of equip ment sets for forced gas pumping-out, filtration unit test facility, method to determine permeabil ity in cases with formation pressure changes

Об авторах about authors:

С.А. Демахин, к.г.-м.н. , В.Л. Етеревсков, В.В. Макарцев /ООО «Зиракс-Нефтесервис», г. Волгоград/ S.A. Demakhin PhD, V.L. Eterevskov, V.V. Makartcev /Zirax-Nefteservice LLC, Volgograd/

Аннотация:

Представлен обзор передовых технологий интенсификации дебита в сложных геолого-технических условиях. Рассматриваются технология термокислотной обработки призабойной зоны пласта для интенсификации добычи в условиях низких температур, высоковязкой нефти, технология проведения РИР – большеобъемных закачек высоковязких составов в условиях поглощений, пеноцементная технология, позволяющая эффективно восстанавливать цементную крепь в условиях катастрофических поглощений, технология удаления жидкости с забоя газовых скважин с помощью пенообразующих ПАВ.

Ключевые слова:

интенсификация притока, кислотные обработки призабойной зоны пласта, глушение скважин, ликвидация межколонных давлений, ремонтно-изоляционные работы (РИР), месторождения с высоковязкой нефтью, обводнение нефтяных скважин, технология термокислотной обработки, катастрофические поглощения, технологии большеобъемных закачек высоковязких составов, аэрированный тампонажный раствор, пеноцементная технология, восстановление цементной крепи, эксплуатация газовых скважин, накопление жидкости на забое скважин, технология удаления жидкости с забоя газовых скважин с помощью ПАВ

Abstract:

The article presents an overview of stimulation technologies and water shut off in difficult geo logical and technical conditions. Result of termo acid treatment for stimulation in low temperature collectors or in case of low viscosity oil is pre sented. The water shut off technology in low pressure reservoirs is presented. The aspects of using surfactants for removing fluids on the gas wells are considered.

Key words:

inflow stimulation, acid treatment of formation bottom-hole zone, well killing, elimination of annulus cross-flow pressures, water shut-of operations (WSO), fields with high-viscous oil, oil well water-cut, thermo-acid well treatment technology, catastrophic mud loss, technologies of high-viscous large-volume composition injection, aerated squeeze compo sition, foam-cement technology, restoration of cement bond, operation of gas wells, accumula tion of fluids in well bottom-hole, technology of removing liquid from gas well bottom-hole zone with the use of surfactants

Об авторе about author:

Д.А. Анфиногентов, /ООО «Зиракс», г. Волгоград/

D.A. Anfinogentov /”Zirax” LLC, Volgograd/

Аннотация:

Подняты проблемы, связанные с осложнениями, возникающими при проведении внутрискважинных ремонтных работ, таких как поглощения жидкости глушения, обводненность добываемой продукции, что оказывает негативное влияние на фильтрационно-емкостные свойства призабойной зоны пласта. Представлены технологические решения от ООО «Зиракс», направленные на сохранение коллекторских свойств пласта, а также увеличение дебитов скважин – высокочистые жидкости глушения – солевые системы заданной плотности, особо эффективные в скважинах с АВПД

Ключевые слова:

внутрискважинные ремонтные работы, жидкости глушения скважин, поглощения жидкости глушения скважин, текущий и капитальный ремонт скважин (ТиКРС), скважины с аномально высоким пластовым давлением (АВПД), солевые композиции для приготовления жидкостей глуше ния, солевая композиция MaxOil WotaSoft, гидрофобизирующая добавка ДОН-А 0934, уменьшение риска формирования водной блокады внутри пласта, регулятор вязкости Z-Gel, заканчивание скважин, приготовление буферных пачек при замещении буровых растворов на жидкости глушения

Abstract:

The author of the paper discusses the problems related to complications arising during downhole service operations, such as absorption of well-kill fluid, water-cut in the recovered well products that has a negative impact on filtration and capac ity properties of formation bottom-hole. He also presents the process solutions of “Zirax” Co. LLC aimed at preserving reservoir properties, as well as the growth ion well production flow rates, i.e. high-purity well-kill fluids, namely salt systems with a given density, that are especially effective in wells with AHFP

Key words:

downhole well service operations, well-kill fluids, absorption of well-kill fluid, rou tine and major well service operations (R&MWSO), wells with abnormally high formation pressure (AHFP), salt compositions to make well-kill flu ids, “MaxOil WotaSoft”® salt composition, “DON-A 0934” hydrophobic additive, reducing the risk to face water blockage inside the reservoir, “Z-Gel” viscosity regulator, well completion, max ing buffer fluid packs while replacing drilling flu ids with well-kill fluids

Об авторах about authors:

М.А. Строганов1,  С.А. Запаров2

1. ООО «НПФ «Нитпо»  2. ООО «Новатэк НТЦ»

M.A. Stroganov1, S.A. Zaparov2

1. «Nitpo «SRC» LLC  2. «Novatek NTC» LLC

Аннотация:

Представлены результаты сравнительного анализа эффективности перспективных кремнийорганических тампонажных материалов, применяемых для ремонтно-изоляционных работ (РИР). Особое внимание уделено разработке и испытаниям новой модификации – материала АКОР-БН 104®, характеризующегося увеличенным временем гелеобразования, повышенной пластичностью геля и устойчивостью к высоким температурам. Приведены данные лабораторных исследований, включая определение реологических свойств, термостабильности и результаты фильтрационных испытаний на модели идеальной трещины. Показано, что состав АКОР-БН 104® демонстрирует наилучшие тампонирующие свойства на модели с идеальной трещиной, что делает его перспективным для изоляции высокопроницаемых каналов, в том числе после проведения ГРП.

Ключевые слова:

трудноизвлекаемые запасы, ремонтно-изоляционные работы (РИР), кремнийорганический тампонажный материал АКОР-БН, новая модификация кремнийорганического тампонажного материала АКОР-БН® 104, фильтрационные испытания состава АКОР-БН® 104, изоляция высокопроницаемых каналов и трещин ГРП в высокотемпературных скважинах с высоким пластовым давлением

Abstract:

The authors of the paper present the results of com parative analysis with the effective use of perspec tive organo-silicon squeeze materials for water shut off (WSO) operations. Special attention is paid to the designing and testing of a new modification – the “AKOR-BN 104®” material, characterized by the extended gel formation time, increased gel plasticity and resistance to high temperatures. The authors provide the data of lab tests, including the deter mination of rheological properties, thermo-stabili ty and the results of filtration tests using the model of an ideal fracture. They also illustrate that “AKOR-BN 104®” composition demonstrates the best squeezing properties using the model with an ideal fracture; this makes it promising in isolating highly permeable channels, including those being result of hydraulic fracturing.

Key words:

hard-to-recover reserves, water shut-off (WSO) operations, “AKOR-BN” silicon-organic squeez ing material, new modification of “AKOR-BN® 104” silicon-organic squeeze material, filtration tests of “AKOR-BN® 104” composition, isolation of high permeable channels and HF fractures in high-temper ature wells with high reservoir pressure

Об авторе about author:

Ю.В. Медведев, /АО «Самарский гипсовый комбинат»/

Yu.V. Medvedev, /«Samara Gypsum Plant» JSC /

Аннотация:

В статье представлены результаты опытно-промышленных работ по креплению направлений, а также комплексная технология цементирования кондукторов при наличии поглощающих горизонтов с использованием вязкоупругих и гипсоцементных составов на пяти месторождениях Восточной Сибири. В результате применения тампонажного материала с добавлением гипсового вяжущего были достигну ты повышение качества цементирования обсадной колонны и значительное сокращение периода ожидания затвердевания цемента в сравнении с традиционной технологией цементирования в интервалах залегания многолетнемерзлых пород.

Ключевые слова:

крепление и ремонт скважин, гипсовые вяжущие, быстросхватывающиеся смеси (БСС) для ликвидации зон поглощений, ремонтно- изоляционные работы (РИР), тампонажные смеси для цементирования скважин в интервалах много летнемерзлых пород (ММП), арктический цемент ArcCemTM, гипсоцементные смеси SAMARAGIPSTM

Abstract:

The article presents the results of pilot industrial works on lining directions, as well as a compre hensive technology for cementing conductors in the presence of absorbing horizons using VUS and gypsum-cement compositions at five fields in Eastern Siberia. As a result of the practical appli cation of plugging material with the addition of gypsum binder, the following were achieved: improved quality of casing cementing and a sig nificant effect on reducing the waiting time for cement hardening in comparison with traditional cementing technology in permafrost intervals.

Key words:

well casing and well repair, gypsum binders, quick-setting mixtures (QSM) to control mud absorption zones, water shut-off (WSO) oper ations, squeeze mixtures to cement the wells in in the intervals of permafrost (PM) formations, “AgcSemTM” Arctic cement, “SAMARAGIPS™” gypsum-cement mixtures

Об авторах about authors:

М.С. Аль-Идриси, С.В. Усов, к.т.н /Кубанский государственный технологический университет, г. Краснодар/

M.S. Al-Edresi, S.V. Usov, PhD /Kuban State Technological University, Krasnodar/

Аннотация:

Предложен метод формирования образцов из порошкообразных портландцементов для оценки их смачиваемости углеводородными жидкостями. Определены различные методические подходы к исследованию поверхностных явлений при смачивании портландцемента с целью совершенствования рецептур углеводородных цементных растворов для ремонтно-изоляционных работ в скважинах.

Ключевые слова:

углеводородный цементный раствор (УЦР), ремонтно-изоляционные работы (РИР) в скважинах, методы исследования поверхностных явлений при смачивании порошкообразных цементов углеводородными жидкостями, тампонажный портландцемент, жидкости для смачивания образцов портландцемента, измерение смачиваемости порошкообразного портландцемента, разработка эффективных УЦР для ремонтно-изоляционных работ в скважинах

Abstract:

A method for forming specimens from powdered Portland cements is proposed to evaluate their wettability by hydrocarbon liquids. Various meth odological approaches to investigating the sur face phenomena during the wetting of Portland cement have been defined, aiming to develop hydrocarbon-based cement slurries for well repair and isolation work.

Key words:

hydrocarbon cement mortar (HCM), water shut-off (WSO) operations, methods to study surface phenomena during the process of wetting the powdered cements by hydrocarbon liquids, Portland well squeezing cement, liquids to wet the samples of Portland cement, measure ment the wettability of powdered Portland cement, development of effective HCM for WSO operations

Об авторах about authors:

А.В. Осипов1, к.т.н., М.Ю. Бондарь1, Д.Э. Хагай1, Э.Н. Бадретдинов2, Омар Абдуламеер Салман Аль Джанаби2, Д.И. Фаткуллин2, М.А. Варфоломеев2, к.х.н., А.О. Малахов2

1. ООО «Газпромнефть-Технологические партнерства», г. Санкт Петербург,  2. Казанский федеральный университет, г. Казань

A.V. Osipov1 PhD, M.Yu. Bondar1, D.E. Khagay1, E.N. Badretdinov2, Omar Abdulameer Al-Janabi2, D. I. Fatkullin2, M. A. Varfolomeev2 PhD, A. O. Malakhov2

1. Gazpromneft-Technologicheskie Partnyorstva LLC, St. Petersburg,  2. Kazan Federal University, Kazan

Аннотация:

Представлены результаты комплексного лабораторного исследования, выполненного с целью отбора наиболее эффективных поверхностно-активных веществ (ПАВ) для применения в условиях шельфового месторождения. В ходе многоэтапного скрининга выделены два перспективных состава, эффективность которых была подтверждена как в свобод ном объеме, так и на керновых моделях в условиях, соответствующих пластовым. В процессе исследований были определены межфазное натяжение в системе «нефть – раствор ПАВ», критическая концентрация мицеллообразования и оптимальные концентрации ПАВ, прирост коэффициента дополнительного вытеснения нефти ПАВ по сравнению с заводнением, кривая капиллярного осушения и динамическая адсорбция. Полученные данные позволяют рекомендовать разработанные ПАВ для проведения пилотных испытаний на месторождении.

Ключевые слова:

морские месторождения, карбонатные коллекторы, шельфовое месторождение, химические технологии повышения нефтеотдачи пластов, вытеснение нефти из пласта, закачка ПАВ, способность ПАВ снижать межфазное натяжение (МФН), критическая концентрация мицеллообразования (ККМ), дополнительное извлечение нефти, дополнительное вытеснение остаточной нефти, оценка эффективности вытеснения нефти

Abstract:

The presented results reflect a comprehensive laboratory study conducted to identify the most effective surfactants for application under off shore reservoir conditions. Through a multi-stage screening process, two promising formulations were selected, with their efficiency validated both in bulk tests and on core samples under reservoir analog conditions. The study determined the inter facial tension in the oil–surfactant system, the critical micelle concentration, and the optimal surfactant concentrations. Additionally, the increase in oil recovery achieved by surfactant flooding relative to waterflooding was quantified, and the ability of the surfactants to mobilize capil lary-trapped oil at different injected concentra tions was evaluated, along with dynamic adsorp tion. The obtained results allow recommending the developed surfactants for pilot testing in the field.

Key words:

marine fields, carbonate reservoirs, offshore field, chemical procedures to enhance oil recovery, oil displacement from reservoir, injection of surfactants, ability of surfactants to reduce inter facial tension (IFT), critical concentration of micelle formation (CCMF), additional oil production, addi tional displacement of residual oil, assessment of oil displacement efficiency

Об авторах about authors:

М.А. Богданов, М.Г. Собослаи, А.О. Хмарук, В.В. Сулаев /ООО «Альтаир», г Томск/

M.A. Bogdanov, M.G. Soboslai, A.O. Khmaruk, V.V. Sulaev /”Altair” LLC, Tomsk/

Аннотация:

Рассмотрены практические аспекты мониторинга и оценки эффективности технологии полимерно го заводнения. Представлены ключевые методы качественной диагностики, применяемые на раз ных этапах реализации проекта. Особое внимание уделено интерпретации данных для обоснования технологического эффекта и доказательства экономической целесообразности применения технологии. В статье также обоснована необходимость комплексного подхода, объединяющего данные промыслово-геофизических, трассерных и гидродинамических исследований, для формирования целостной картины и получения представления об эффективности метода.

Ключевые слова:

полимерное заводнение, увеличение нефтеотдачи, методы повышения нефтеотдачи, мониторинг эффективности поли мерного заводнения, коэффициент охвата пласта, управление подвижностью фаз

Abstract:

The article discusses the practical aspects of monitoring and evaluating the efficiency of polymer flood ing technology. It presents key methods for qualitative diagnostics used at various stages of project implementation. Special attention is paid to data interpretation for substantiating the production response and proving the project's economic viability. The paper emphasizes the necessity of an integrated approach that combines data from production geo physics, tracer studies, and well testing to build a comprehensive understanding of the method's performance.

Key words:

polymer flooding, enhanced oil recovery (EOR), EOR methods, efficiency monitoring, conformance control, mobility control

Об авторах about authors:

Д.С. Ермолин1, А.А. Горбань1, , Х.З. Мусалеев1, к.т.н., И.М. Халяфутдинов1, О.Ю. Некрасов2

1. ООО «ПМ-ГРУПП», г. Уфа,  2. Нефтяная компания ЭШПЕТКО, г. Каир, Египет

D.S. Ermolin 1, A.A. Gorban1, Kh.Z. Musaleev1, PhD, I.M. Khalyafutdinov1, O.Yu. Nekrasov2

1.PM Industrial LLC, Ufa,  2. Eshpetco, Cairo, Egypt

Аннотация:

В статье приводятся результаты работы по разработке метода определения параметров изотермы адсорбции полимерного раствора на основе данных фильтрационных (керновых) экспериментов. Подход основан на использовании линейной зависимости между снижением фазовой проницаемости (через фактор сопротивления) и величиной адсорбции полимера на породе. Предложенный алгоритм позволяет оценить адсорбцию в условиях, близких к пластовым, используя данные о падении давления при последовательной закачке воды, полимерного раствора и последующей постпромывке водой. Метод включает расчет фактора сопротивления, остаточного фактора сопротивления, определение эффективной концентрации полимера в керне и аппроксимацию зависимости адсорбции от концентрации обобщенной изотер мой Лэнгмюра. На примере лабораторных данных показана возможность оценки как максимальной, так и оста точной (необратимой) адсорбции, что имеет ключевое значение для точного моделирования процессов поли мерного заводнения. Предложенный подход может использоваться в сочетании со стандартными методами для повышения достоверности прогноза эффективности технологий увеличения нефтеотдачи.

Ключевые слова:

трудноизвлекаемые запасы; технология полимерного заводнения; факторы, влияющие на технологическую и экономическую эффективность поли мерного заводнения; адсорбция полимера на породе коллектора; адсорбция полимерного раствора; прогнозирование адсорбции полимерного раствора в пористой среде; прогнозирование и математическое моделирование полимерного заводнения; алгоритм определения параметров изотермы адсорбции полимерного раствора; проектирование полимерного заводнения

Abstract:

This paper presents the results of an attempt to devel op a method for determining the parameters of the adsorption isotherm of a polymer solution based on coreflood (filtration) experimental data. The approach is based on a linear relationship between the reduction in phase permeability – expressed through the resistance factor – and the amount of polymer adsorbed onto the rock. The proposed algorithm enables estimation of adsorption under near-reservoir conditions using pres sure drop data recorded during sequential injection of brine, polymer solution, and subsequent brine post flush. The method involves calculating the resistance factor and residual resistance factor, determining the effective polymer concentration within the core, and approximating the adsorption-concentration depen dence with a generalized Langmuir isotherm. Using laboratory data, we demonstrate the feasibility of esti mating both maximum and residual (irreversible) adsorption, which is critical for accurate modeling of polymer flooding processes. The proposed approach can be combined with standard methods to enhance the reliability of predictions regarding the performance of enhanced oil recovery (EOR) technologies.

Key words:

hard-to-recover reserves; polymer flooding procedure; factors affecting the process and economic efficiency of polymer flooding process; polymer adsorp tion in formation rock; absorption of polymer solution; predicting the absorption of polymer solution in porous medium; predicting and mathematical modeling of poly mer flooding; algorithm to determine the parameters of polymer solution adsorption isotherm; designing polymer flooding process

Об авторах about authors:

Т.В. Сопнев, С.В. Бригадиренко, А.А. Юнусов,  О.А. Молчанов, К.И. Кондратьев,  Д.Р. Валиулин, /ООО «Газпром добыча Уренгой», г. Новый Уренгой/

T.V. Sopnev, S.V. Brigadirenko, A.A. Yunusov, O.A. Molchanov, K.I. Kondratiev, D.R. Valiulin /«Gazprom Dobycha Urengoy» LLC, Novy Urengoy/

Аннотация:

Базовые месторождения ПАО «Газпром» в Надым Пур-Тазовском регионе (НПТР), обеспечивающие выполнение планов по добыче природного газа в последние десятилетия, находятся на стадии падающей добычи, текущие коэффициенты извлечения газа для крупнейших месторождений региона превышают 80 %. В статье описан комплекс геолого-технических и технологических решений, направленных на восстановление работоспособности эксплуатационного фонда скважин в условиях масштабного обводнения, увеличение области активного дренирования за счет трансформации сетки скважин, повышение эффективности управления системой разработки и сохранение продуктивного потенциала залежи на позднем этапе эксплуатации на примере Песцовой площади Уренгойского НГКМ.

Ключевые слова:

сеноманская залежь, геологическая неоднородность, обводнение скважин, газоводяной контакт, водоизоляционные работы (ВИР) в скважинах, зарезка бокового ствола, ствол скважины, строительство субгоризонтальных скважин

Abstract:

«Gazprom» Co. basic fields in Nadym-Pur Tazovskoye (NPT) region, that ensure the fulfill ment of natural gas production plans in recent decades, are at the stage with declining produc tion levels, where the current gas production fac tors for the region's largest fields exceed 80%. The paper includes the description of a set of geo logical, technical and process solutions aimed at restoring the operability of the operational well stock in conditions of large-scale water-flooding, increasing the area of active drainage due to the transformation of well grid, improving the man agement efficiency over the system of area devel opment and preserving the productive potential of the region at a late stage of its operation, based at the example of Pestsovaya area at Urengoy OGC field.

Key words:

cenomanian deposit, geological het erogeneity, well water-flooding, gas-water con tact, water shut-off (WSO) operations in wells, side-tracking, well borehole, construction of sub horizontal wells