Геология и Геофизика Юга РоссииГеология и Геофизика Юга России2221-3198Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Федеральный научный центр "Владикавказский научный центр Российской академии наук"104610.46698/p4164-3763-3890-xГеология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторожденийМоделирование оптимальных параметров, обеспечивающих эффективное глушение скважин в условиях аномально низких пластовых давленийАхмедовК.С.kurban2000@mail.ruКурбановЯ.М.ВерисокинА.Е.СаидоваК.М.Северо-Кавказский федеральный университет, Россия, 355009, г. Ставрополь, пр. Кулакова 16/1, корп. 16Тюменский индустриальный университет, Россия, 625000, г. Тюмень, ул. Володарского, 38Филиал «Газпром ВНИИГАЗ Ставрополь», Россия, 355035, г. Ставрополь, ул. Ленина, 419300920243125135Copyright (c) 2024 Геология и геофизика Юга России2024Геология и геофизика Юга России<p>Актуальность работы. Повышение эффективности капитального ремонта скважин в условиях снижения добычи углеводородов представляет собой актуальную задачу. Объектом исследования является процесс глушения газовых скважин в условиях аномально низких пластовых давлений. Для контроля технологических параметров при проведении ремонтных работ в скважине целесообразно разработать математические модели, количественно описывающие процесс глушения скважины, позволяющие проводить расчет и подбор оптимальных параметров жидкости глушения. Это позволит снизить фильтрацию в пласт технологических жидкостей и загрязнение призабойной зоны пласта, что способствует восстановлению продуктивности на доремонтном уровне и осуществлению быстрого ввода скважины в эксплуатацию. Разработка программы, совмещающей гидродинамическую и фильтрационную модели процессов блокировки призабойной зоны пласта, позволит подбирать оптимальные технико-технологические параметры и обеспечивать эффективное выполнение капитального ремонта скважин в условиях аномально низких пластовых давлений. Цель исследования. Повышение эффективности эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений и капитального ремонта скважин в условиях значительного падения пластовых давлений за счет разработки методов управления гидродинамическими процессами в призабойной зоне пласта. Методы исследования. Для достижения целей исследования нами проанализированы и систематизированы данные научно-технической и патентной литературы, проведены лабораторные и вычислительные эксперименты, которые позволили подробно изучить модели гидродинамических процессов фильтрации жидкостей в пласт. Разработанные математические модели, описывающие процесс глушения скважины, реализованы как комплекс программ для ЭВМ методом компьютерного моделирования. Результаты работы. Разработана и описана математическая модель процесса глушения для газовых скважин с пакером и без пакера. Приведены аналитические зависимости для расчета коэффициента аэрации, учитывающие диаметр штуцера для образования пены, пластовое давление и глубину скважины. На основе математической модели разработан и протестирован комплекс программ по выбору оптимальных технико-технологических параметров, обеспечивающих эффективное глушение скважины в условиях аномально низких пластовых давлений. Разработанная математическая модель является инструментом для расчета и подбора оптимальных технико-технологических параметров, обеспечивающих эффективное проведение ремонтных работ, исключающих работу на избыточных репрессиях и поглощение технологических жидкостей.</p>workoverabnormally low formation pressurewell killingsilencing fluidsoptimal technical and technological parametersmodelingprogramкапитальный ремонтаномально низкое пластовое давлениеглушение скважиныжидкости глушенияоптимальные технико-технологические параметрымоделированиепрограмма<p>Введение</p> <p>Для завершающей стадии разработки месторождений характерно снижение продуктивности скважин, связанное с падением пластового давления, выработкой запасов углеводородов и повышенной обводненностью продукции.</p> <p>Традиционно используемые технологические решения капитального ремонта скважин (КРС) в осложненных горно-геологических условиях эксплуатации место- рождений в большинстве своем не обеспечивают необходимой эффективности, и, как следствие, требуется поиск новых рецептур жидкостей глушения (ЖГ) и тех- нологий проведения ремонтно-восстановительных работ [Ахметов, 2000; Uliasz, 2020].</p> <p>Существенным резервом повышения технико-экономических показателей при проведении КРС в условиях аномально низких пластовых давлений (АНПД) явля- ется создание совмещенных гидродинамической и фильтрационной моделей [Са- идова и др., 2022, Zhang et al., 2022] блокировки призабойной зоны пласта (ПЗП), устранение риска кольматации коллектора, возможных негативных проявлений скважин и неконтролируемого поглощения технологических жидкостей посред- ством реализации подбора вариантов технологических параметров для осущест- вления глушения скважин [Mardashov et al., 2021].</p> <p>Прежде чем начать осуществление ремонтных работ в условиях АНПД необ- ходимо провести наиболее важный этап – глушение газовых и газоконденсатных скважин. Целью глушения является прекращение поступления пластового флюида в скважину путем создания противодавления на пласт жидкостью, обладающей не- обходимой плотностью, реологическими и блокирующими свойствами [Басарыгин и др., 2002; Zhang et al., 2021; Liu et al., 2023]. В связи с этим определение режима глушения и расчет требуемых параметров жидкости глушения актуальны как для проведения ремонтных работ, так и для длительного ожидания ввода скважины в эксплуатацию [Гасумов и др., 2022].</p> <p></p> <p>Материалы и методы исследований</p> <p>Исходными данными для исследования основных причин снижения фильтра- ционно-емкостных свойств (ФЕС) коллекторов и продуктивности скважин после проведения КРС являются параметры поглощения технических жидкостей в усло- виях низких пластовых давлений и высокой проницаемости пород [Басарыгин и др., 1998; Islamov et al., 2019; Raabe, Jortner, 2021]. В соответствии с нормативными документами при глушении скважины с целью снижения проникновения в пласт жидкости глушения и сохранения продуктивности скважины на доремонтном уров- не используется достаточно большой накопленный объем данных по блокированию ПЗП специальными составами [Поп и др., 1990; Баранов и др., 1998; Каракетов, 2020; Mardashov et al., 2022].</p> <p>Исследования, проведенные на газовых и газоконденсатных месторождениях Западной Сибири и Северного Кавказа в различных геологических условиях, по- казали, что использование для глушения скважин пенных систем с наполнителями</p> <p> 128 Geology and Geophysics of Russian South 14 (3) 2024 Геология и геофизика Юга России </p> <p><img width="567" height="4" alt="image" src="Геол_журн__№3_2024__/Image_311.png" /></p> <p></p> <p>является оправданным. В результате проведенных опытно-промышленных испыта- ний (ОПИ) установлено, что временное блокирование пласта пенными системами способствует сохранению его коллекторских свойств и продуктивности, а также сокращает сроки освоения скважины.</p> <p>Глушению скважины предшествует подготовительный этап – сбор геолого-тех- нических параметров скважины и их анализ. На основе результатов анализа произ- водится обоснование параметров режима закачки, определение структурно-меха- нических свойств жидкости и расчет требуемых объемов химических реагентов с учетом текущих ФЕС пласта. В рамках исследования ингибирующая способность жидкостей глушения оценивалась на тестере линейного набухания LSM 2000 на образцах пород продуктивного пласта. </p> <p>Анализ публикаций по рассматриваемой теме, представленных в списке литера- туры, оказал влияние на проведение исследований и результаты работы. Для дости- жения поставленных целей использованы методы анализа и систематизации геоло- го-технических данных, корреляционно-регрессионного анализа, статистического анализа, математического и компьютерного моделирования. </p> <p>Результаты исследований и их обсуждение</p> <p>Результатом исследования является разработанный математический аппарат, ко- торый позволяет осуществлять в ПЗП дискретное управление гидродинамически- ми процессами при проведении КРС в условиях обводнения. Полученные решения позволяют подобрать способ временного блокирования продуктивного пласта и оценить ожидаемые параметры технологического режима закачки блокирующего раствора.</p> <p>Ниже приведена последовательность проводимых расчетов.</p> <p>На первом этапе производится расчет физических объемов скважины, завися- щих от ее конструкции. При наличии в скважине установленного пакера вычисля- ется объем подпакерной зоны Vsz, м3 по формуле:</p> <p><img width="27" height="1" alt="image" src="Геол_журн__№3_2024__/Image_312.png" /></p> <p>, (1)</p> <p>где d^ – внутренний диаметр эксплуатационной колонны (ЭК), м; H – уровень забоя, м;</p> <p>Hpak – уровень установки пакера, м;</p> <p>Vm – объем металла насосно-компрессорной трубы (НКТ) в подпакерной/про- дуктивной зоне, м3:</p> <p><img width="6" height="1" alt="image" src="Геол_журн__№3_2024__/Image_313.png" /></p> <p> , (2) </p> <p> </p> <p>где DNKT – диаметр НКТ, м;</p> <p>dNKT – внутренний диаметр НКТ, м; HNKT – глубина установки НКТ, м;</p> <p>H1 – уровень установки пакера/кровли продуктивного пласта, м.</p> <p>При отсутствии пакера вычисляется объем ствола скважины в зоне продуктив- ного пласта Vpz, м3 по формуле (3) (СТО Газпром 2–3.3–1085–2016).</p> <p></p> <p><img width="27" height="1" alt="image" src="Геол_журн__№3_2024__/Image_314.png" /></p> <p>, (3)</p> <p>где Ht – кровля продуктивного пласта, м.</p> <p> Geology and Geophysics of Russian South 14 (3) 2024 Геология и геофизика Юга России 129 </p> <p><img width="567" height="4" alt="image" src="Геол_журн__№3_2024__/Image_315.png" /></p> <p>В формулах (1), (3) учитываемый уровень забоя зависит от разницы расположе- ния текущего и искусственного забоев: при разнице, превышающей 10 м – уровень текущего забоя, при разнице менее 10 м – искусственного.</p> <p>Учитываемый в объеме скважины объем металла НКТ зависит от конструкции скважины: в скважине с пакером рассчитывается объем металла НКТ в подпакерной зоне, в скважине без пакера вычисляется объем металла НКТ в продуктивной зоне пласта. Соответственно, в формуле (2) переменный параметр H1 в первом случае равен уровню установки пакера, во втором – уровню кровли продуктивного пласта. На следующем этапе рассчитывается объем демпфирующей жидкости Vd, м3, который также зависит от конструкции скважины. Объем демпфирующей жидко-</p> <p>сти для скважины с пакером вычисляется формуле:</p> <p> , (4)</p> <p>где Vcav – сумма объема каверн, м3:</p> <p><img width="77" height="1" alt="image" src="Геол_журн__№3_2024__/Image_316.png" /></p> <p> Н , (5)</p> <p>где Hb – подошва продуктивного пласта, м;</p> <p>Кcav – средневзвешенный коэффициент кавернозности; D^ – наружный диаметр ЭК, м.</p> <p>Для скважины без пакера объем демпфирующей жидкости рассчитывается по формуле</p> <p> . (6)</p> <p>При данном способе глушения используется эжектор, что подразумевает опре- деление диаметра штуцера для регулирования объема эжектирующего газа и коэф- фициента аэрации пены.</p> <p><img width="337" height="252" alt="image" src="Геол_журн__№3_2024__/Image_317.jpg" /></p> <p>Снижение пластового давления до 0,1–0,2 от гидростатического при проведении ремонтных работ на месторождениях, находящихся на завершающей стадии разра- ботки, является основанием для глушения скважины с использованием трехфазных пен [Тагиров и др., 2001; Тагиров и др., 2005; Топольников, 2020]. Определение ко- эффициента аэрации, который получен из уравнения зависимости пластового давле- ния и глубины скважины, а также диаметра штуцера, устанавливаемого на шлейфе для образования пены с заданным коэффициентом аэрации, является важной зада- чей. Указанная зависимость в графическом виде представлена на рисунке 1.</p> <p></p> <p>Рис. 1. График зависимости коэффициента аэрации от диаметра штуцера при переменном пластовом давлении (МПа), заданном через равные интервалы, для глубин:</p> <p>I – 1000 м; II – 1500 м; III – 2000 м; IV –2500 м; V – 3000 м; VI – 3500 м /</p> <p>Fig. 1. Graph of aeration coefficient dependence on the nozzle diameter at variable formation pressure (MPa), set at equal intervals, for the depths:</p> <p>I – 1000 m; II – 1500 m; III – 2000 m; IV – 2500 m; V – 3000 m; VI – 3500 m</p> <p> 130 Geology and Geophysics of Russian South 14 (3) 2024 Геология и геофизика Юга России </p> <p><img width="567" height="4" alt="image" src="Геол_журн__№3_2024__/Image_318.png" /></p> <p></p> <p>Для каждой глубины скважины с интервалом 500 м построена кривая, отражаю- щая изменение коэффициента аэрации с учетом пластового давления.</p> <p>Для расчета коэффициента аэрации α0 выведены аналитические зависимости, представленные в таблице 1.</p> <p>Таблица 1/Table 1</p> <h2 style="padding-top: 6pt;padding-bottom: 2pt;padding-left: 65pt;text-indent: -14pt;text-align: left;">Уравнения зависимостей коэффициента аэрации от диаметра штуцера / Equations of dependence of aeration coefficient on connection diameter</h2> <table> <tr> <td style="width:66pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-left-style:solid;border-left-width:1pt;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt;border-right-style:solid;border-right-width:1pt"> <p>Глубина, м </p> <p>/ Depth, m</p> </td> <td style="width:251pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-left-style:solid;border-left-width:1pt;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt;border-right-style:solid;border-right-width:1pt"> <p>Уравнение / Equation</p> </td> <td style="width:106pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-left-style:solid;border-left-width:1pt;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt;border-right-style:solid;border-right-width:1pt"> <p> Коэффициент R2 / Coefficient R2</p> </td> </tr> <tr> <td style="width:66pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-left-style:solid;border-left-width:1pt;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt;border-right-style:solid;border-right-width:1pt"> <p> 1000</p> </td> <td style="width:251pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-left-style:solid;border-left-width:1pt;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt;border-right-style:solid;border-right-width:1pt"> <p> </p> </td> <td style="width:106pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-left-style:solid;border-left-width:1pt;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt;border-right-style:solid;border-right-width:1pt"> <p> 0,9997</p> </td> </tr> <tr> <td style="width:66pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-left-style:solid;border-left-width:1pt;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt;border-right-style:solid;border-right-width:1pt"> <p> 1500</p> </td> <td style="width:251pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-left-style:solid;border-left-width:1pt;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt;border-right-style:solid;border-right-width:1pt"> <p> </p> </td> <td style="width:106pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-left-style:solid;border-left-width:1pt;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt;border-right-style:solid;border-right-width:1pt"> <p> 0,9999</p> </td> </tr> <tr> <td style="width:66pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-left-style:solid;border-left-width:1pt;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt;border-right-style:solid;border-right-width:1pt"> <p> 2000</p> </td> <td style="width:251pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-left-style:solid;border-left-width:1pt;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt;border-right-style:solid;border-right-width:1pt"> <p> </p> </td> <td style="width:106pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-left-style:solid;border-left-width:1pt;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt;border-right-style:solid;border-right-width:1pt"> <p> 0,9996</p> </td> </tr> <tr> <td style="width:66pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-left-style:solid;border-left-width:1pt;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt;border-right-style:solid;border-right-width:1pt"> <p> 2500</p> </td> <td style="width:251pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-left-style:solid;border-left-width:1pt;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt;border-right-style:solid;border-right-width:1pt"> <p> </p> </td> <td style="width:106pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-left-style:solid;border-left-width:1pt;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt;border-right-style:solid;border-right-width:1pt"> <p> 1,0000</p> </td> </tr> <tr> <td style="width:66pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-left-style:solid;border-left-width:1pt;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt;border-right-style:solid;border-right-width:1pt"> <p> 3000</p> </td> <td style="width:251pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-left-style:solid;border-left-width:1pt;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt;border-right-style:solid;border-right-width:1pt"> <p> </p> </td> <td style="width:106pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-left-style:solid;border-left-width:1pt;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt;border-right-style:solid;border-right-width:1pt"> <p> 1,0000</p> </td> </tr> <tr> <td style="width:66pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-left-style:solid;border-left-width:1pt;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt;border-right-style:solid;border-right-width:1pt"> <p> 3500</p> </td> <td style="width:251pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-left-style:solid;border-left-width:1pt;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt;border-right-style:solid;border-right-width:1pt"> <p> </p> </td> <td style="width:106pt;border-top-style:solid;border-top-width:1pt;border-left-style:solid;border-left-width:1pt;border-bottom-style:solid;border-bottom-width:1pt;border-right-style:solid;border-right-width:1pt"> <p> 1,0000</p> </td> </tr> </table> <p></p> <p>Определение требуемого расхода демпфирующей жидкости для приготовления блокирующего состава Qdf, дм3/с производится на основе вычисленного коэффи- циента аэрации и производительности наземного оборудования (компрессора) по формуле:</p> <p> , (7) </p> <p>α </p> <p>где Qp – производительность компрессора, дм3/с.</p> <p>Также вычисляется гидравлическое сопротивление пены в пласте Phri, МПа по формуле:</p> <p><img width="20" height="1" alt="image" src="Геол_журн__№3_2024__/Image_319.png" /></p> <p><img width="15" height="1" alt="image" src="Геол_журн__№3_2024__/Image_320.png" /></p> <p>Р , (8)</p> <p></p> <p>где rki – радиус глубины кольматации продуктивного пласта, м;</p> <p>τ0d – динамическое напряжение сдвига демпфирующей жидкости, Па; ki – проницаемость, Д;</p> <p>β0i – коэффициент, определяемый в зависимости от числа Сен-Венана; rsi – радиус скважины в интервале продуктивного пласта, м.</p> <p>Далее производится расчет параметров блокирования пласта: радиуса проник- новения блокирующей жидкости rbi, м и толщины зоны фильтрации lfi, м по форму- лам (9), (10) и (11). <u> </u></p> <p> α ,</p> <p> </p> <p> <p>,</p> <p> <p> </p> <p> <p>(9)</p> <p>где α</p> <p> , </p> <p><img width="77" height="1" alt="image" src="Геол_журн__№3_2024__/Image_321.png" /> <img width="92" height="1" alt="image" src="Геол_журн__№3_2024__/Image_322.png" /></p> <p> б </p> <p>Kk – коэффициент кольматации жидкости;</p> <p>S0 – cкин-фактор скважины до проведения работ;</p> <p> Geology and Geophysics of Russian South 14 (3) 2024 Геология и геофизика Юга России 131 </p> <p><img width="567" height="4" alt="image" src="Геол_журн__№3_2024__/Image_323.png" /></p> <p>∆Pi – репрессия на пласт, МПа;</p> <p>mi – пористость пропластка, д.ед.;</p> <p>ηб – пластическая вязкость фильтрата блокирующего состава, мПа·с; χi – пьезопроводность, м2/с:</p> <p></p> <p> , (10)</p> <p> г</p> <p>где Pfp – пластовое давление, МПа; </p> <p>μг – усредненная вязкость по метану, мПа·с.</p> <p> . (11)</p> <p>Расчет объема поглощения Vab, м3 и общего объема блокирующей жидкости Vb, м3 выполняется по формулам (12) и (13) соответственно.</p> <p> Н Н , (12)</p> <p>где φ – коэффициент неоднородности пласта по проницаемости; Hti, Hbi – кровля и подошва продуктивного пропластка, м.</p> <p> , (13)</p> <p>где β – коэффициент технологических потерь.</p> <p>Создание необходимого гидростатического давления для продавки блокирую- щего состава в пласт осуществляется определенным объемом жидкости глушения. Для расчета необходимого объема первоначально вычисляется минимальная высо- та столба ЖГ над перфорацией Hh, м по формуле (14) и максимальная плотность рабочей (промывочной) жидкости ρwf, кг/м3 по формуле (15).</p> <p><img width="49" height="1" alt="image" src="Геол_журн__№3_2024__/Image_324.png" /></p> <p> </p> <p> <p>Н Р , (14) </p> <p>ρ </p> <p>где К – коэффициент превышения забойного давления над пластовым; ρdf – плотность жидкости глушения, кгс/м3.</p> <p>ρ </p> <p> Р Р Р , (15) </p> <p><img width="155" height="1" alt="image" src="Геол_журн__№3_2024__/Image_325.png" /></p> <p> </p> <p>где ∆Pba – блокирующая способность блокирующего состава, МПа.</p> <p>Для расчета минимального объема жидкости глушения, способного создать не- обходимое гидростатическое давление на кровлю пласта в скважине без пакера, суммируются объемы жидкости глушения в трубном Vdft, м3 и затрубном Vdfa, м3 пространствах, вычисленные по формулам (16) и (17).</p> <p></p> <p> Н </p> <p></p> <p><img width="54" height="1" alt="image" src="Геол_журн__№3_2024__/Image_326.png" /></p> <p>, (16)</p> <p> Н . (17)</p> <p></p> <p>В скважине с пакером учитывается только объем НКТ Vdf, м3, рассчитанный по формуле:</p> <p><img width="54" height="1" alt="image" src="Геол_журн__№3_2024__/Image_327.png" /></p> <p> </p> <p> <p> Н . (18) </p> <p> </p> <p>Расчет гидростатического давления столба жидкости глушения на кровлю пла- ста Ph, МПа приведен в формуле (19).</p> <p> 132 Geology and Geophysics of Russian South 14 (3) 2024 Геология и геофизика Юга России </p> <p><img width="567" height="4" alt="image" src="Геол_журн__№3_2024__/Image_328.png" /></p> <p></p> <p><img width="41" height="1" alt="image" src="Геол_журн__№3_2024__/Image_329.png" /></p> <p> </p> <p> <p> </p> <p> <p>Р ρ Н . (19) </p> <p> </p> <p>Согласно действующим нормативным документам для безопасного ведения ра- бот необходимо поддержание гидростатического давления, создаваемого промы- вочной жидкостью, на 5–10% выше пластового. Однако отличие свойств трехфаз- ных пен от свойств распространенных промывочных жидкостей обуславливает не- обходимость превышения гидростатического давления столба пены над пластовым в пределах 15–20% [Рябоконь и др., 1989; Рябоконь, 2009; Тагиров и др. 2005, Liu et al., 2024].</p> <p>Основываясь на известных результатах лабораторных и промысловых исследо- ваний, а также учитывая низкую фильтруемость пены через пористую среду, диф- ференциальное давление на пласт до его уточнения рекомендуется поддерживать в пределах 15–20%, поэтому по графикам средний коэффициент аэрации и необхо- димый диаметр штуцера рекомендуется подбирать для давления, превышающего текущее пластовое давление на 15–20%.</p> <p>Превышение давлений гидроразрыва и опрессовки ЭК для каждого пропластка выявляется предварительным расчетом давления на пропласток и проверкой вы- полнения следующего условия:</p> <p>Р Р или Р Р или Р Н , (20)</p> <p>где Phi – гидростатическое давление столба ЖГ на пропласток, МПа;</p> <p>Pfrpi – давление гидроразрыва, МПа;</p> <p>PEK – давление опрессовки ЭК, МПа;</p> <p>dPfrpi – градиент давления гидроразрыва, (МПа)/м. </p> <p>На основе математической модели разработан программный комплекс «Про- граммный комплекс по моделированию и выбору оптимальных технико-техноло- гических параметров, обеспечивающих эффективное выполнение капитального ремонта скважин в условиях сверх АНПД (Кан < 0,2)» (Свидетельство о государ- ственной регистрации программы ЭВМ № 2022668787, опубликовано 12.10.2022, Бюл. №10. Правообладатель: ПАО «Газпром»).</p> <p>Методика выбора оптимальных параметров для эффективного глушения сква- жин в условиях АНПД заключается в подборе свойств технологических жидкостей, обеспечивающих значение гидростатического давления, не превышающего давле- ние гидроразрыва и опрессовки труб с учетом объема поглощенной в пласт жидко- сти для рассматриваемых горно-геологических условий.</p> <p>Выводы</p> <ol id="l37"> <li style="padding-top: 6pt;padding-left: 34pt;text-indent: 17pt;text-align: justify;"> <p>В статье выполнен анализ современного состояния проблемы глушения сква- жин, из которого можно заключить, что во многих исследованиях для глушения с целью сохранения естественной продуктивности предлагается использовать углеводородные жидкости пониженной плотности и пенные системы различных составов (прежде всего, трёхфазные) с возможностью регулирования плотности и вязкости, а также обладающие пониженной фильтрацией и ингибирующим воздей- ствием.</p> </li> <li style="padding-left: 34pt;text-indent: 17pt;text-align: justify;"> <p>Расчетная модель программы совмещает гидродинамическую и фильтраци- онную модели процессов блокировки ПЗП, позволяет осуществить выбор техноло- гических параметров проведения ремонтных работ, исключает риск глубокой коль-</p> <p> Geology and Geophysics of Russian South 14 (3) 2024 Геология и геофизика Юга России 133</p> <p><img width="567" height="4" alt="image" src="Геол_журн__№3_2024__/Image_330.png" /></p> <p>матации коллектора и неконтролируемое поглощение технологических жидкостей.</p> </li> <li style="padding-left: 5pt;text-indent: 17pt;text-align: justify;"> <p>Разработаны математическое обеспечение и «Программный комплекс по мо- делированию и выбору оптимальных технико-технологических параметров, обе- спечивающих эффективное выполнение капитального ремонта скважин в условиях сверх АНПД (Кан < 0,2)».</p> </li> <li style="padding-left: 5pt;text-indent: 17pt;text-align: justify;"> <p>В результате расчетов вычислены объемы демпфирующей и блокирующей жидкости, минимальный объем и высота столба жидкости глушения, максимальная плотность рабочей жидкости, гидростатическое давление столба жидкости глуше- ния, оказываемое на кровлю пласта, радиус проникновения в пласт блокирующей жидкости, объем поглощенной блокирующей жидкости, толщина зоны фильтра- ции, возможные превышения давлений гидроразрыва, опрессовки ЭК или гради- ента давления.</p> </li> </ol> <p></p>1.Ахметов А.А. Капитальный ремонт скважин на Уренгойском месторождении. Уфа: УГНТУ, 2000. – 219 с.2.Баранов Ю.В., Зиятдинов И.Х., Валеева Т.Г., Хакимзянова М.М., Абдрашитов Ш.М. Разработка и опытно-промысловые испытания модифицированной жидкости СНПХ-3120М для глушения скважин. // Нефтяное хозяйство. – 1998. – No 2. – С. 39–43.3.Басарыгин Ю.М., Макаренко П.П., Мавромати В.Д. Ремонт газовых скважин. М.: Недра, 1998. – 217 с.4.Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Технология капитального и подземного ремонта нефтяных и газовых скважин. Краснодар: Сов. Кубань, 2002. – 584 с.5.Гасумов Р.А., Гасумов Э.Р., Минченко Ю.С., Копченков В.Г., Федоренко В.В. Повышение технологической эффективности глушения скважин с использованием инновационных технологий. // Наука. Инновации. Технологии. – 2022. – No 4. С. – 187–208.6.Каракетов А.В. Математическое моделирование процесса блокирования продуктивного пласта при проведении капитального ремонта скважин. // Газовая промышленность. – 2020. – No 2. – С. 96–102.7.Поп Г.С., Барсуков К.А., Ахметов А.А. Новая технология глушения, консервации и освоения скважин. // Газовая промышленность. – 1990. – No 9. – С. 39–40.8.Рябоконь С.А., Вольтере A.A., Сурков А.Б., Глущенко В.Н. Жидкости глушения для ремонта скважин и их влияние на коллекторские свойства пласта. М.: ВНИИОЭНГ, 1989. – 44 с.9.Рябоконь С.А. Технологические жидкости для заканчивания и ремонта скважин. 2-е изд. Краснодар, 2009. – 338 с.10.Саидова К.М., Луценко О.О., Черненко К.И., Рыжевский Т.И. Моделирование сети трещин в объеме природных резервуаров нефтекумских отложений Зимне-Ставкинско-Правобережного месторождения на основе промыслово-линеаментного метода в программном обеспечении Petrel. // Геология и Геофизика Юга России. – 2022. – Т. 12. No 4. – С. 101– 113.11.Тагиров К.М., Кабанов Н.И., Гасумов Р.А., и др. Временная инструкция по глушению скважин с применением пеноэмульсий с наполнителями в условиях АНПД. Ставрополь: СевКавНИПИгаз, Газпром, 2001. – 36 с.12.Тагиров К.М., Тагирова А.М., Бахмацкий С.В. Методика приготовления пены с заданными параметрами для глушения газовых скважин в условиях аномально низких пластовых давлений. // Вестник Северо-Кавказского государственного технического университета. – 2005. No 2. – С. 47–51.13.Топольников А.С. Моделирование выноса жидкости глушения после запуска нефтедобывающей скважины. // Многофазные системы. – 2020. – Т. 15. No 3-4. – С. 167–175.14.Islamov S.R., Bondarenko A.V., Mardashov D.V. Substantiation of a well killing technology for fractured carbonate reservoirs. Youth Technical Sessions Proceedings. – CRC Press, 2019. – рр. 256–264.15.Liu H., Liu H., Zhang Q., Fan M., Yin B., Wang X., Sun X., Wang Z. Effect of liquid viscosity on the gas–liquid two phase countercurrent flow in the wellbore of bullheading killing. // Geoenergy Science and Engineering. – 2023. – Vol. 221. – Art. No. 111274. DOI: 10.1016/j.petrol.2022.111274.16.Liu D., Sun R., Zhang Y., Wang Y., Li G. A low density micro-foam workover fluid for deep and ultra-deep wells with low-pressure coefficient and high inorganic salt. // Colloids and Surfaces A: Physicochemical and Engineering Aspects. – 2024. – Vol. 682. – Art. No. 132870.17.Mardashov D.V., Bondarenko A.V., Raupov I.R. Technique for calculating technological parameters of non-Newtonian liquids injection into oil well during workover. // Journal of Mining Institute. – 2022. – Vol. 258. – pp. 881–894.18.Mardashov D.V., Rogachev M.K., Zeigman Y.V., Mukhametshin V.V. Well killing technology before workover operation in complicated conditions. // Energies. – 2021. – Vol. 14. No. 3. – 15 р.19.Raabe G., Jortner C.S. Universal Well Control. // Gulf Professional Publishing. – 2021. – 1051 p.20.Uliasz M. Workover fluid for the reconstruction of wells with reduced reservoir pressure. // Nafta-Gaz. – 2020. – Vol. 76. No. 7. – рр. 457–465.21.Zhang J., Zhao Z., Li X., Zheng Y., Li C., Li Z., Liu X. Research on the mechanism of the influence of flooding on the killing of empty wells. // Journal of Petroleum Exploration and Production Technology. – 2021. – Vol. 11. No. 9. – pp. 3571–3598.22.Zhang Z., Sun B., Wang Z., Pan S., Lou W., Sun D. Intelligent well killing control method driven by coupling multiphase flow simulation and real-time data. // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2022. – Vol. 213. – Art. No. 110337.