Вход
  1. Главная
  2. Журналы
  3. Территория "Нефтегаз"
  4. Территория "Нефтегаз" 1-2.2024
Территория Нефтегаз 1-2.2024

Научная статья

УДК 622.276.6
(UDK 622.276.6)

Для получения доступа к статьям

Авторизуйтесь

ДОБЫЧА НЕФТИ И ГАЗА

СИСТЕМНЫЙ ПОДХОД К РЕШЕНИЮ ПРОБЛЕМЫ ВЫСОКОЙ ОБВОДНЕННОСТИ НА ЗРЕЛЫХ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ

(USE OF SYSTEMIC APPROACH TO ADDRESS THE ISSUE OF HIGH WATER CUT AT BROWN OIL FIELDS)

Переход на завершающую стадию разработки основных месторождений Западной Сибири, низкие проектные и фактические коэффициенты извлечения, увеличение доли трудноизвлекаемых нефтей приводят к ухудшению качества запасов. Описанные негативные тенденции вызваны и закономерно изменяются в связи с интенсивно нарастающей обводненностью добываемого флюида (62–92 %) и снижением эффективности методов воздействия на залежь. Данные факторы обусловливают необходимость поиска способов дополнительной выработки запасов и повышения коэффициента извлечения нефти.
Средняя обводненность продукции скважин на выбранном объекте на одном из нефтяных месторождений Западной Сибири достигает 80–95 % при относительно невысоких значениях коэффициента извлечения нефти 38 %.
В данном исследовании предложен комплексный подход к решению описанной проблемы, который заключается в выявлении причины обводнения скважин, побдоре потокоотклоняющей технологии, состава для нее и участка воздействия, расчете технологической и экономической эффективности. Для диагностики причин высокой обводненности скважинной продукции использован графоаналитический метод Чена. Выбор потокоотклоняющей технологии и химического состава реагента проводился с учетом геолого-физических характеристик эксплуатационного объекта. Обоснование участка для применения воздействия заключалось в расчетах и построении карты остаточных извлекаемых запасов нефти в программном комплексе «РН-КИН». Оценка технологической эффективности проводилась по методике, разработанной в Филиале ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть» в г. Тюмени, и путем построения гидродинамической модели в программном комплексе «тНавигатор».

Transition to the final stage of development of major fields in Western Siberia, low design and actual recovery factors, and an increase in the share of hard-to-recover oils lead to a deterioration in the quality of reserves. The described negative trends are caused by and naturally change due to the intensively increasing water cut of the extracted fluid (62–92 %) and the decreasing efficiency of reservoir stimulation methods. These factors determine the need to search for ways to increase the production of reserves and improve the oil recovery factor.
The average water cut of well production at the selected site at one of the oil fields in Western Siberia reaches 80–95 % with a relatively low oil recovery factor of 38 %. This study proposes a comprehensive approach to resolution of the described problem, which provides for identification of the cause of water breakthrough into wells, selection of a flow diversion technology, its equipment and scope of application, as well as calculation of process and economic efficiency. The Chen graph-analytical method was used to diagnose the causes of high water cut in well products.
The selection of the flow diversion technology and the chemical composition of the reagent used was carried out taking into account the geological and physical characteristics of the operating facility. The justification of the site of the approach application was based on calculations and a map of the remaining recoverable oil reserves developed using the RN-KIN software package. Process efficiency was assessed using the methodology developed at KogalymNIPIneft, a branch of OOO LUKOIL-Engineering in Tyumen, and by building a hydrodynamic model in the tNavigator software package.

ЗАВЕРШАЮЩАЯ СТАДИЯ, ТЕРРИГЕННЫЙ КОЛЛЕКТОР, ВЫСОКАЯ СТЕПЕНЬ ВЫРАБОТАННОСТИ, ОСТАТОЧНЫЕ ЗАПАСЫ, ОБВОДНЕННОСТЬ, МЕТОД ЧЕНА, ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ НЕОДНОРОДНОСТЬ, ПОТОКООТКЛОНЯЮЩАЯ ТЕХНОЛОГИЯ, ДИАГНОСТИКА ПРИЧИН ОБВОДНЕННОСТИ, МЕХАНИЗМ ОБВОДНЕНИЯ

COMPLETION STAGE, TERRIGENOUS RESERVOIR, HIGH DEGREE OF DEPLETION, REMAINING RESERVES, WATER CUT, CHEN METHOD, GEOLOGICAL HETEROGENEITY, FLOW DIVERSION TECHNOLOGY, DIAGNOSTICS OF WATER CUT CAUSES, WATER BREAKTHROUGH MECHANISM

И.Р. Раупов1, e-mail: inzirrr@yandex.ru;

А. Коне1, e-mail: koneahmedkelly@gmail.com;

Е.В. Подъяпольский2, e-mail: evgeny.pod@mail.ru;

Й. Милич3, e-mail: jovanamilicns@gmail.com


1 ФГБОУ ВО «Санкт-Петербургский горный университет императрицы Екатерины II» (Санкт-Петербург, Россия).
2 ТПП «Когалымнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» (Когалым, Россия).
3 АО NIS (Нови Сад, Сербия).

I.R. Raupov1, e-mail: inzirrr@yandex.ru;

A. Kone1, e-mail: koneahmedkelly@gmail.com;

E.V. Podyapolsky2, e-mail: evgeny.pod@mail.ru;

J. Milich3, e-mail: jovanamilicns@gmail.com


1 Saint-Petersburg Mining University Empress Catherine II (Saint Petersburg, Russia).
2 Kogalymneftegaz, Regional Production Enterprise of LLC LUKOIL-Western Siberia (Kogalym, Russia).
3 АО NIS (Novi Sad, Serbia).

Раупов И.Р., Коне А., Подъяпольский Е.В., Милич Й. Системный подход к решению проблемы высокой обводненности на зрелых нефтяных месторождениях // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2024. № 1–2. С. 42–54.

Raupov IR, Kone A, Podyapolsky EV, Milich J. Use of systemic approach to address the issue of high water cut at brown oil fields. Oil and Gas Territory [Territorija “NEFTEGAS”]. 2024; (1–2): 42–54. (In Russian)

Состояние и перспективы повышения нефтеотдачи пластов в России (часть 2) // Бурение и нефть. 2021. № 1. URL: https://burneft.ru/archive/issues/2021-01/3 (дата обращения: 11.01.2024).

Shafiei M., Kazemzadeh Y., Martyushev D.A., et al. Effect of chemicals on the phase and viscosity behavior of water in oil emulsions // Sci. Rep. 2023. Vol. 13. Article ID 4100. DOI: 10.1038/s41598-023-31379-0.

Palyanitsina A., Safiullina E., Byazrov R., et al. Environmentally safe technology to increase efficiency of high-viscosity oil production for the objects with advanced water cut // Energies. 2022. Vol. 15, No. 3. Article ID 753. DOI: 10.3390/en15030753.

Fan G., Li M., Chen X., et al. Polymer-nanosilica-assisted to evaluate oil recovery performances in sandstone reservoirs // Energy Rep. 2021. Vol. 7. P. 2588–2593. DOI: 10.1016/j.egyr.2021.04.047.

El-Masry J.F., Bou-Hamdan K.F., Abbas A.H., Martyushev D.A. A comprehensive review on utilizing nanomaterials in enhanced oil recovery applications // Energies. 2023. Vol. 16, No. 2. Article ID 691. DOI: 10.3390/en16020691.

Леонтьев Д.С., Клещенко И.И., Жапарова Д.В. Анализ методов обоснования и принятия решений при проведении ГТМ с целью ограничения водопритоков // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. 2016. № 1. С. 53–61. DOI: 10.31660/0445-0108-2016-1-53-61.

Bill B., Mike C., Jeb T., et al. Water control // Oilfield Rev. 2000. Vol. 12, No. 1. P. 30–51.

Leusheva E., Morenov V., Liu T. Dependence of the equivalent circulation density of formate drilling fluids on the molecular mass of the polymer reagent // Energies. 2021. Vol. 14, No. 22. Article ID 7639. DOI: 10.3390/ en14227639.

Мардашов Д.В. Разработка блокирующих составов с кольматантом для глушения нефтяных скважин в условиях аномально низкого пластового давления и карбонатных пород-коллекторов // Записки Горного института. 2021. Т. 251. С. 667–677. DOI: 10.31897/PMI.2021.5.6.

Муслимов Р.Х. Нефтеотдача: прошлое, настоящее, будущее (оптимизация добычи, максимизация КИН). Казань: ФЭН, 2014. 750 с.

Лысенко В.Д. Разработка нефтяных месторождений. Проектирование и анализ. М.: Недра-Бизнесцентр, 2003. 638 с.

Управление разработкой нефтегазовых месторождений // ООО «РН-БашНИПИнефть»: офиц. сайт. URL: https://rn.digital/rnkin/ (дата обращения: 12.01.2024).

Эпов И.Н., Зотова О.П. Потокоотклоняющие технологии как метод увеличения нефтеотдачи в России и за рубежом // Фундаментальные исследования. 2016. № 12 (4). С. 806–810.

Насифуллина А.И., Габдулхаков Р.Р., Рудко В.А., Пягай И.Н. Нефтяная коксующаяся добавка – сырьевой компонент для получения металлургического кокса. Часть 1. Формирование спекающих свойств нефтяной коксующейся добавки (обзор) // Черные металлы. 2022. № 9. С. 13–20. DOI: 10.17580/chm.2022.09.02.

Nasifullina A.I., Starkov M.K., Gabdulkhakov R.R., Rudko V.A. Petroleum coking additive - raw material component for metallurgical coke production. Part 2. Experimental studies of obtaining a petroleum coking additive // CIS Iron and Steel Review. 2022. Vol. 24. P. 9–16. DOI: 10.17580/cisisr.2022.02.02.

Tananykhin D., Grigorev M., Simonova E., et al. Effect of wire design (profile) on sand retention parameters of wire-wrapped screens for conventional production: prepack sand retention testing results // Energies. 2023. Vol. 16, No. 5. Article ID 2438. DOI: 10.3390/en16052438.

Gizatullin R., Dvoynikov M., Romanova N., Nikitin V. Drilling in gas hydrates: managing gas appearance risks // Energies. 2023. Vol. 16, No. 5. Article ID 2387. DOI: 10.3390/en16052387.

Захаров В.П., Телин А.Х., Исмагилов Т.А., Силин М.А. Регулирование фильтрационных потоков водоизолирующими технологиями при разработке нефтяных месторождений. М.: РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, 2010. 225 с.

Рогачев М.К., Александров А.Н. Обоснование комплексной технологии предупреждения образования асфальтосмолопарафиновых отложений при добыче высокопарафинистой нефти погружными электроцентробежными насосами из многопластовых залежей // Записки Горного института. 2021. Т. 250. С. 596–605. DOI: 10.31897/PMI.2021.4.13.

Podoprigora D., Byazrov R., Sytnik J. The comprehensive overview of large-volume surfactant slugs injection for enhancing oil recovery: Status and the outlook // Energies. 2022. Vol. 15, No. 21. Article ID 8300. DOI: 10.3390/en15218300.

Chen X., Paprouschi A., Elveny M., et al. A laboratory approach to enhance oil recovery factor in a low permeable reservoir by active carbonated water injection // Energy Rep. 2021. Vol. 7. P. 3149–3155. DOI: 10.1016/j.egyr.2021.05.043.

Каширина К.О., Эпов И.Н. Обзор отечественного и зарубежного опыта применения потокоотклоняющих технологий // Научный форум. Сибирь. 2016. Т. 2, № 1. С. 8–10.

Журков А.А. Обоснование применения гелеобразующих составов на начальном этапе разработки месторождения // Молодой ученый. 2019. № 1 (239). С. 40–41.

Zakirova G., Pshenin V., Tashbulatov R., Rozanova L. Modern bitumen oil mixture models in Ashalchinsky field with low-viscosity solvent at various temperatures and solvent concentrations // Energies. 2023. Vol. 16, No. 1. Article ID 395. DOI: 10.3390/en16010395.

Duryagin V., Nguyen Van T., Onegov N., Shamsutdinova G. Investigation of the selectivity of the water shutoff technology // Energies. 2023. Vol. 16, No. 1. Article ID 366. DOI: 10.3390/en16010366.

Shammazov I.A., Batyrov A.M., Sidorkin D.I., Nguyen Van T. Study of the effect of cutting frozen soils on the supports of above-ground trunk pipelines // Appl. Sci. 2023. Vol. 13, No. 5. Article ID 3139. DOI: 10.3390/en16010366.

Шагиахметов А.М., Осадчий Д.Е., Ющенко С.С. Применение технологии внутрипластовой водоизоляции в карбонатных коллекторах нефтяного месторождения // PROНЕФТЬ. Профессионально о нефти. 2022. Т. 7, № 1. С. 89–98. DOI: 10.51890/2587-7399-2022-7-1-89-98.

Ильина Г.Ф., Алтунина Л.К. Методы и технологии повышения нефтеотдачи для коллекторов Западной Сибири. Томск: ТПУ, 2006. 166 с.

Каушанский Д.А. Многофункциональная инновационная технология повышения нефтеотдачи пластов на поздней стадии разработки «Темпоскрин-Люкс» // Георесурсы, геоэнергетика, геополитика. 2014. № 1 (9). URL: http://oilgasjournal.ru/vol_9/kaush-adv.pdf (дата обращения: 12.01.2024).

Патент № 2541667 Российская Федерация, МПК C09K 8/58 (2006.01). Состав для повышения нефтеотдачи пластов: № 2013157277/03: заявл. 24.12.2013: опубл. 20.02.2015 / Фахретдинов Р.Н., Якименко Г.Х., Селимов Д.Ф.; заявитель ООО МПК «ХимСервисИнжиниринг» // Yandex.ru: патенты. URL: https://yandex.ru/patents/doc/RU2541667C1_20150220 (дата обращения: 12.01.2024).

Демахин С.А., Демахин А.Г. Селективные методы изоляции водопритока в нефтяные скважины. Саратов: ГосУНЦ «Колледж», 2003. 164 с.

Земцов Ю.В. Развитие и совершенствование ремонтно-изоляционных работ на месторождениях Западной Сибири. СПб.: Недра, 2014. 320 c.

Chan K.S. Water control diagnostic plots // Proceedings of the SPE Annual Technical Conference and Exhibition. Dallas, TX, USA: SPE, 1995. Article ID SPE-30775-MS. DOI: 10.2118/30775-MS.

Rashid M., Luo M., Ashraf U., et al. Reservoir quality prediction of gas-bearing carbonate sediments in the Qadirpur field: Insights from advanced machine learning approaches of SOM and cluster analysis // Minerals. 2023. Vol. 13, No. 1. Article ID 29. DOI: 10.3390/min13010029.

Пшенин В.В., Закирова Г.С. Повышение эффективности систем улавливания паров нефти при товарно-транспортных операциях на нефтеналивных терминалах // Записки Горного института. 2023. DOI: 10.31897/PMI.2023.29. URL: https://pmi.spmi.ru/pmi/article/view/15987/16040 (дата обращения: 12.01.2024).

Podoprigora D.G., Korobov G.Y., Bondarenko A.V. Acid stimulation technology for wells drilled the low-permeable high-temperature terrigenous reservoirs with high carbonate content // Int. J. Civ. Eng. Technol. 2019. Vol. 10 (1). P. 2680–2696. Article ID IJCIET_10_01_240.

Юнгмейстер Д.А., Гасымов Э.Э., Исаев А.И. Обоснование конструкции и параметров устройства для регулирования потока воздуха в погружных пневмоударниках станков шарошечного бурения // Горный информационно-аналитический бюллетень. 2022. № 6–2. С. 251–267. DOI: 10.25018/0236_1493_2022_62_0_251.

Kushin A.A., Dvoynikov M.V., Blinov P.A. Topology and dynamic characteristics advancements of liner casing attachments for horizontal wells completion // Youth Technical Sessions Proceedings / ed. by V. Litvinenko. Rotterdam, Netherlands: CRC Press/Balkema, 2019. P. 376–381. DOI: 10.1201/9780429327070-52.

Kunshin A.A., Buslaev G.V., Reich M., et al. Numerical simulation of nonlinear processes in the «thruster – downhole motor – bit» system while extended reach well drilling // Energies. 2023. Vol. 16, No. 9. Article ID 3759. DOI: 10.3390/en16093759.

Aleksandrov A.N., Kishchenko M.А., Nguyen Van T. Simulating the formation of wax deposits in wells using electric submersible pumps // Advances in Raw Material Industries for Sustainable Development Goals / ed. by V. Litvinenko. London: CRC Press, 2021. P. 283–295.

Nguyen Van T., Pham T.V., Rogachev M.K., et al. A comprehensive method for determining the dewaxing interval period in gas lift wells // J. Petrol. Explor. Prod. Technol. 2023. Vol. 13. P. 1163–1179. DOI: 10.1007/s13202-022-01598-8.

Raupov I., Rogachev M., Sytnik J. Design of a polymer composition for the conformance control in heterogeneous reservoirs // Energies. 2023. Vol. 16, No. 1. Article ID 515. DOI: 10.3390/en16010515.

Захаров Л.А., Мартюшев Д.А., Пономарева И.Н. Прогнозирование динамического пластового давления методами искусственного интеллекта // Записки Горного института. 2022. Т. 253. С. 23–32. DOI: 10.31897/PMI.2022.11.

OOO «Рок Флоу Динамикс»: офиц. сайт. URL: https://rfdyn.ru/ (дата обращения: 12.01.2024).

Status and prospects for increasing oil refund formations in Russia (part 2). Drilling and Oil [Burenie i neft’]. 2021; (1). https://burneft.ru/archive/issues/2021-01/3. (In Russian)

Shafiei M, Kazemzadeh Y, Martyushev DA, Dai Z, Riazi M. Effect of chemicals on the phase and viscosity behavior of water in oil emulsions. Sci. Rep. 2023; 13: article ID 4100. https://doi.org/10.1038/s41598-023-31379-0.

Palyanitsina A, Safiullina E, Byazrov R, Podoprigora D, Alekseenko A. Environmentally safe technology to increase ifficiency of high-viscosity oil production for the objects with advanced water cut. Energies. 2022; 15(3): article ID 753. https://doi.org/10.3390/en15030753.

Fan G, Li M, Chen X, Palyanitsina A, Timoshin A. Polymer-nanosilica-assisted to evaluate oil recovery performances in sandstone reservoirs. Energy Rep. 2021; 7: 2588–2593. https://doi.org/10.1016/j.egyr.2021.04.047.

El-Masry JF, Bou-Hamdan KF, Abbas AH, Martyushev DA. A comprehensive review on utilizing nanomaterials in enhanced oil recovery applications. Energies. 2023; 16(2): article ID 691. https://doi.org/10.3390/en16020691.

Leontiev DS, Kleschenko II, Zhaparova DV. Analysis of methods for justifying and making decisions at realizing geological and engineering actions aimed at water influx restriction. Oil and Gas Studies [Izvestiya vysshikh uchebnykh zavedeniy. Neft’ i gaz]. 2016; (1): 53–61. https://doi.org/10.31660/0445-0108-2016-1-53-61. (In Russian)

Bill B, Mike C, Jeb T, Elphick J, Kuchuk F, Romano C, et al. Water control. Oilfield Rev. 2000; 12(1): 30–51.

Leusheva E, Morenov V, Liu T. Dependence of the equivalent circulation density of formate drilling fluids on the molecular mass of the polymer reagent. Energies. 2021; 14(22): article ID 7639. https://doi.org/10.3390/en14227639.

Mardashov DV. Development of blocking compositions with a bridging agent for oil well killing in conditions of abnormally low formation pressure and carbonate reservoir rocks. Journal of Mining Institute [Zapiski Gornogo instituta]. 2021; 251: 617–626. https://doi.org/10.31897/PMI.2021.5.6. (In Russian)

Muslimov RKh. Oil Recovery: Past, Present, Future (Production Optimization, Maximizing the Oil Recovery Factor). Kazan, Russia: FEN; 2014. (In Russian)

Lysenko VD. Development of Oil Fields. Engineering and Analysis. Moscow: Subsoil – Business Center [Nedra-Biznestsentr]; 2003. (In Russian)

RN-BashNIPIneft, LLC. Oil and gas field development management. Available from: https://rn.digital/rnkin/ [Accessed: 12 January 2024]. (In Russian)

Epov IN, Zotova OP. Flow diversion technologies as a method for increasing oil recovery in Russia and overseas. Fundamental Research [Fundamental’nye issledovaniya]. 2016; 12(4): 806–810. (In Russian)

Nasifullina AI, Gabdulkhakov RR, Rudko VA, Pyagay IN. Petroleum coking additive is a raw material for production of metallurgical coke. Part 1. Formation of sintering properties of petroleum coking additive (review). Black Metals [Chernye Metally]. 2022; (9): 13–20. https://doi.org/10.17580/chm.2022.09.02.

Nasifullina AI, Starkov MK, Gabdulkhakov RR, Rudko VA. Petroleum coking additive – raw material component for metallurgical coke production. Part 2. Experimental studies of obtaining a petroleum coking additive. CIS Iron and Steel Review. 2022; (24): 9–16. https://doi.org/10.17580/cisisr.2022.02.02.

Tananykhin D, Grigorev M, Simonova E, Korolev M, Stecyuk I, Farrakhov L. Effect of wire design (profile) on sand retention parameters of wirewrapped screens for conventional production: prepack sand retention testing results. Energies. 2023; 16(5): article ID 2438. https://doi.org/10.3390/en16052438.

Gizatullin R, Dvoynikov M, Romanova N, Nikitin V. Drilling in gas hydrates: managing gas appearance risks. Energies. 2023; 16(5): article ID 2387. https://doi.org/10.3390/en16052387.

Zakharov VP, Ismagilov TA, Telin AG, Silin MA. Flooding Control Using Water Shutoff Technologies in Oil Field Development. Moscow: Gubkin University; 2010. (In Russian)

Rogachev MK, Aleksandrov AN. Justification of a comprehensive technology for preventing the formation of asphalt-resin-paraffin deposits during the production of highlyparaffinic oil by electric submersible pumps from multiformation deposits. Journal of Mining Institute. 2021; 250: 596–605. https://doi.org/10.31897/PMI.2021.4.13. (In Russian)

Podoprigora D, Byazrov R, Sytnik J. The comprehensive overview of large-volume surfactant slugs injection for enhancing oil recovery: Status and the outlook. Energies. 2022; 15(21): article ID 8300. https://doi.org/10.3390/en15218300.

Chen X, Paprouschi A, Elveny M, Podoprigora D, Korobov G. A laboratory approach to enhance oil recovery factor in a low permeable reservoir by active carbonated water injection. Energy Rep. 2021; 7: 3149–3155. https://doi.org/10.1016/j.egyr.2021.05.043.

Kashirina KO, Epov IN. Review of domestic and foreign experience in the application of flow diversion technologies. Scientific Forum. Siberia [Nauchnyy forum. Sibir’]. 2016; 2(1): 8–10. (In Russian)

Zhurkov AA. Justification of the use of gel-forming compositions at the initial stage of field development. Young Scientist [Molodoy uchenyy]. 2019; 239(1): 40–41. (In Russian)

Zakirova G, Pshenin V, Tashbulatov R, Rozanova L. Modern bitumen oil mixture models in Ashalchinsky field with low-viscosity solvent at various temperatures and solvent concentrations. Energies. 2023; 16(1): article ID 395. https://doi.org/10.3390/en16010395.

Duryagin V, Nguyen Van T, Onegov N, Shamsutdinova G. Investigation of the selectivity of the water shutoff technology. Energies. 2023; 16(1): article ID 366. https://doi.org/10.3390/en16010366.

Shammazov IA, Batyrov AM, Sidorkin DI, Nguyen Van T. Study of the effect of cutting frozen soils on the supports of above-ground trunk pipelines. Appl. Sci. 2023; 13(5): article ID 3139. https://doi.org/10.3390/app13053139.

Shagiakhmetov AM, Osadchiy DE, Yushchenko SS. Application of in-situ water shut-off technology in carbonate oil reservoirs. PROneft. Professionally about Oil [PRONEFT’. Professional’no o nefti]. 2022; 7(1): 89–98. https://doi.org/10.51890/2587-7399-2022-7-1-89-98. (In Russian)

Ilyina GF, Altunina LK. Methods and Technologies for Enhancement of Oil Recovery in Reservoirs of Western Siberia. Tomsk, Russia: Tomsk Polytechnic University; 2006. (In Russian)

Kaushanskiy DA Multipurpose innovative technology “Temposkrin-Lyuks” to increase oil recovery from reservoirs at the late stage of development. Georesources, Geoenergy, Geopolitics [Georesursy, geoenergetika, geopolitika]. 2014; 1(9). http://oilgasjournal.ru/vol_9/kaush-adv.pdf. (In Russian)

Fakhretdinov RN, Jakimenko GKh, Selimov DF. Reservoir recovery increasing composition. RU2541667 (Patent) 2015.

Demakhin SA, Demakhin AG. Selective Methods of Water Zone Isolation in Oil Wells. Saratov, Russia: State Educational and Scientific Center “College” [GosUNTs “Kolledzh”]; 2003. (In Russian)

Zemtsov YuV. Development and Improvement of Repair and Insulation Works at Western Siberia Fields. Saint Petersburg: Subsoil [Nedra]; 2014. (In Russian)

Chan KS. Water control diagnostic plots. In: SPE Proceedings of the SPE Annual Technical Conference and Exhibition, 22–25 October 1995, Dallas, TX, USA. Dallas, TX, USA: SPE; 1995. article ID SPE-30775-MS. https://doi.org/10.2118/30775-MS.

Rashid M, Luo M, Ashraf U, Hussain W, Ali N, Rahman N, et al. Reservoir quality prediction of gas-bearing carbonate sediments in the Qadirpur field: Insights from advanced machine learning approaches of SOM and cluster analysis. Minerals. 2023; 13(1): article ID 29. https://doi.org/10.3390/min13010029.

Pshenin VV, Zakirova GS. Improving the efficiency of oil vapor recovery units in the commodity transport operations at oil terminals. Journal of Mining Institute. 2023. https://doi.org/10.31897/PMI.2023.29. (In Russian)

Podoprigora DG, Korobov GY, Bondarenko AV. Acid stimulation technology for wells drilled the low-permeable high-temperature terrigenous reservoirs with high carbonate content. Int. J. Civ. Eng. Technol. 2019; 10(1): 2680–2696.

Jungmeister DA, Gasimov EE, Isaev AI. Substantiation of the design and parameters of the device for regulating the air flow in down-the-hole hammers of roller-cone drilling rigs. Mining Informational and Analytical Bulletin [Gornyy informatsionno-analiticheskiy byulleten’]. 2022; (6–2): 251–267. https://doi.org/10.25018/0236_1493_2022_62_0_251. (In Russian)

Kushin AA, Dvoynikov MV, Blinov PA. Topology and dynamic characteristics advancements of liner casing attachments for horizontal wells completion. In: Litvinenko V (ed.) Youth Technical Sessions Proceedings. Rotterdam, Netherlands: CRC Press/Balkema; 2019. p. 376–381. https://doi.org/10.1201/9780429327070-52.

Kunshin AA, Buslaev GV, Reich M, Ulyanov DS, Sidorkin DI. Numerical simulation of nonlinear processes in the “thruster – downhole motor – bit” system while extended reach well drilling. Energies. 2023; 16(9): article ID 3759. https://doi.org/10.3390/en16093759.

Aleksandrov AN, Kishchenko MА, Nguyen Van T. Simulating the formation of wax deposits in wells using electric submersible pumps. In: Litvinenko V (ed.) Advances in Raw Material Industries for Sustainable Development Goals. London: CRC Press; 2021. p. 283–295.

Nguyen Van T, Pham TV, Rogachev MK, Korobov GYu, Parfenov DV, Zhurkevich AO, et al. A comprehensive method for determining the dewaxing interval period in gas lift wells. J. Petrol. Explor. Prod. Technol. 2023; 13: 1163–1179. https://doi.org/10.1007/s13202-022-01598-8.

Raupov I, Rogachev M, Sytnik J. Design of a polymer composition for the conformance control in heterogeneous reservoirs. Energies. 2023; 16(1): article ID 515. https://doi.org/10.3390/en16010515.

Zakharov LА, Martyushev DА, Ponomareva IN. Predicting dynamic formation pressure using artificial intelligence methods. Journal of Mining Institute. 2022; 253: 23–32. https://doi.org/10.31897/PMI.2022.11. (In Russian)

Rock Flow Dynamics. Home page. Available from: https://rfdyn.ru/ [Accessed: 12 January 2024]. (In Russian)
Назад к журналу
NEFTEGAS.info

Внимание к деталям — от идеи
до воплощения! Только актуальная информация и свежие новости.

О нас

 

 

Контакты

108811, г. Москва, Киевское ш.,
Бизнес-парк «Румянцево», корп. Б,
подъезд 5, офис 506 Б

+7 (495) 240-54-57