bluuebunny/crossref_metadata_2025_split huggingface dataset:
Experimental study of the influence of pore surface modifier reagents and clay inhibitors-stabilizers on the filtration characteristics of core samples according to the results of filtration
Authors: Маннанов Ильдар Илгизович , Ганиева Гузель Рафиковна , Ганиев Денис Ильдарович 
Published: July 2024

Вопросы оптимизации технологий на основе детализации свойств продуктивных отложений являются ключевыми в достижении высокой технологической эффективности методов и технологий воздействия на продуктивные пласты. В работе на основании фильтрационных экспериментов на примере образцов керна Росташинского месторождения изучается потенциал регулирования свойств пород в прискважинной зоне при выполнении технологий воздействия на продуктивные пласты с учетом изменения поверхностного натяжения пород и предупреждения набухания глинистого материала породы. Фильтрационные лабораторные исследования выполнены на установке VINCI CFS-700 для исследования и разработки технологий ПНП. Обобщенные сравнительные результаты применения различных реагентов влияющих на смачиваемость породы и набухание глинистого материала породы с целью регулирования свойств коллектора позволяют создать начальные скважинные условия обеспечения эффективной интенсификации добычи, в том числе выполнения таких работ как ГРП.
The issues of technology optimization based on detailing the properties of productive deposits are key in achieving high technological efficiency of methods and technologies for influencing productive formations. In this paper, based on filtration experiments on the example of core samples from the Rostashinsky field, the potential for regulating the properties of rocks in the near-wellbore zone is studied when performing technologies for influencing productive formations, taking into account changes in the surface tension of rocks and preventing swelling of the clay material of the rock. Filtration laboratory studies were performed on the VINCI CFS-700 unit for research and development of EOR technologies. The generalized comparative results of the use of various reagents that affect the wettability of the rock and the swelling of the clay material of the rock in order to control the properties of the reservoir make it possible to create initial well conditions for ensuring effective stimulation of production, including the performance of such works as hydraulic fracturing.
Influence of geomechanical effects during the reservoirs development on the risks of drilling, development and field production enhanced
Authors: Павлов Валерий Анатольевич , Павлюков Николай Алексеевич , Субботин Михаил Дмитриевич , Самойлов Михаил Иванович , Ягудин Радик Аслямович , Александров Александр Александрович , Головизнин Антон Юрьевич 
Published: July 2024

В работе реализовано создание связанной геомеханической модели, содержащей пласты березовской, кузнецовской и покурской свит. На основе данных 4D гидродинамико-геомеханического моделирования с учетом одновременной разработки нескольких пластов выполнена оценка рисков бурения скважин транзитного фонда и их стабильности, влияния разработки пластов на процессы интенсификации добычи (дизайны ГРП), рисков разрушения глинистых перемычек, процессов проседания поверхности и кровли коллектора, рисков реактивации разломов. Систематизация получаемых геомеханических эффектов позволила реализовать детальную программу мониторинга, изучения, минимизации рисков для производства и увеличить экономическую эффективность, в том числе путем снятия негативных сценариев и получения выгод на реальных производственных примерах.
The paper presents a coupled geomechanical model creation containing the reservoirs of the Berezovskaya, Kuznetsovskaya and Pokurskaya suits. Based on the data of 4D hydrodynamic and geomechanical modeling, taking into account the simultaneous development of several reservoirs, the risks of drilling wells in transit wells and their stability, the impact of reservoir development on the processes of production enhanced (fracturing designs), the risks of destruction of shale barriers, the processes of the surface subsidence and the reservoir top, the risks of faults reactivation. The arrangement of the obtained geomechanical effects made it possible to implement a detailed program of monitoring, studying, minimizing risks for production and increasing economic efficiency, including by removing negative scenarios and obtaining benefits on real production examples.
Geomechanical modeling to assess the development impact of poorly consolidated reservoirs
Authors: Павлов Валерий Анатольевич , Павлюков Николай Алексеевич , Субботин Михаил Дмитриевич , Хакимов Артур Альфредович , Ягудин Радик Аслямович , Александров Александр Александрович , Головизнин Антон Юрьевич 
Published: July 2024

В работе представлены подходы и методы, позволяющие минимизировать риски разработки газовых слабосцементированных пластов в условиях интенсивной добычи и высокой вероятности обводнения скважин. На основе численных расчетов при построении 4D связанной гидродинамико-геомеханической модели с учетом специализированных исследований керна с различным насыщением образцов выполнен учет эффекта разупрочнения слабосцементированных пород при смене насыщения с газа на воду и последующим разрушением, вызывающим увеличение проницаемости коллектора. На основе полученных обновленных кубов проницаемости проведена оценка изменения интенсивности обводнения газовых скважин и влияния на разрушение коллектора. Полученные результаты позволяют осуществлять анализ и прогноз показателей добычи, а также при необходимости выполнить оптимизацию для работы скважин.
The paper presents approaches and methods that allow minimizing the risks of developing gas poorly consolidated reservoirs under conditions of intensive production and a high probability of well watering. On the basis of numerical calculations in the creation of a 4D coupled hydrodynamic-geomechanical model, taking into account specialized studies of core samples with different sample saturations, the effect of weakening of poorly consolidated rocks during a change in saturation from gas to water and subsequent destruction, which causes an increase in reservoir permeability, was taken into account. Based on the obtained updated permeability cubes, an assessment was made of changes in the intensity of watering of gas wells and the impact on the destruction of the reservoir. The results obtained make it possible to analyze and predict production, as well as, if necessary, perform optimization for wells operation.
Improving the efficiency of hydraulic fracturing in a deviated well by the multi-stage injection of proppant in conditions of proximity of the injection water front
Authors: Добровинский Дмитрий Леонидович , Вилков Максим Николаевич 
Published: July 2024

Большинство месторождений Западной Сибири находятся на заключительной стадии разработки, которая характеризуется высокими показателями водонефтяного фактора (ВНФ) и обводненностью добываемой продукции. В связи с чем, текущие условия эксплуатации фонда вынуждают корректировать критерии применения геолого-технических мероприятий, направленных на поддержание уровня добычи нефти. Так, порядка 40 % операций гидроразрыва пласта (ГРП) выполняют в зоне близости фронта нагнетаемой воды при базовом уровне обводненности скважин-кандидатов более 90 %, что противоречит общепринятым нормам подбора. Однако отметим, существующие технологии ГРП и сопутствующие им предварительные ремонтные работы позволяют выполнять экономически-эффективные мероприятия в данных условиях. Цель работы - повышение эффективности классического одностадийного ГРП в наклонно-направленных нефтяных скважинах в условиях близости фронта нагнетаемой воды методом многостадийной закачки проппанта в один целевой интервал перфорации. В работе представлены результаты сопоставления эффективности многостадийных и стандартных ГРП, определены критерии получения большего прироста дебита нефти при снижении уровня обводненности продукции после ГРП.
Most of the fields in Western Siberia are at the latest stage of development, which is characterized by high water-oil ratio (WOR) and water cut of the produced products. In this connection, the current exploitation conditions of the well stock make it necessary to adjust the criteria for applying workovers program aimed at maintaining the level of oil production. Therefore, about 40 % of hydraulic fracturing operations are performed in the zone of the injected water front at a base level of water cut in candidate-wells of more than 90 %, which contradicts generally accepted selection standards. However, it should be noted that the existing fracturing technologies and the accompanying preliminary workover operations allow performing cost-effective work package in these conditions. The aim of the work is to increase the efficiency of classical single-stage fracturing in deviated oil wells in conditions of proximity to the front of the injected water by the method of multi-stage injection of proppant into one target perforation interval. The paper presents the results of comparing the efficiency of multistage and standard fracturing, determines the criteria for obtaining a higher increase in oil production with a decrease in the level of water cut after fracture.
Method for determining the period of working out of injection wells in low-permeable heterogeneous reservoirs
Authors: Плиткина Ю.А. , Мамчистова Е.И. 
Published: July 2024

В работе представляется способ определения индивидуального периода отработки нагнетательных скважин в условиях низкопроницаемых неоднородных коллекторов. Способ основывается на оценке изменения интенсивности реакции (интерференции) проектной нагнетательной скважины, находящейся в режиме добычи, от ввода добывающих скважин окружения. Для реализации способа требуется расчет двух сценариев на гидродинамической модели и определение первой производной по времени от отношения нормированных дебитов каждой нагнетательной скважины в отработке. Оптимальный период отработки будет соответствует шагу, на котором первая производная имеет минимальное значение. В этот момент соседние скважины элемента начинают оказывать друг на друга влияние (начинается взаимовлияние) и проектную нагнетательную скважину необходимо переводить под закачку. Найденный представляемым способом период отработки нагнетательных скважин обеспечивает максимизацию накопленной добычи нефти за счет своевременного перевода под закачку. Предложенный алгоритм требует меньше трудозатрат и вычислительных ресурсов по сравнению с традиционным (многовариантным) способом за счет меньшего количества расчетов на модели.
The paper presents a method for determining the individual period of working out of injection wells in conditions of low-permeable heterogeneous reservoirs. The method is based on an assessment of the change in the intensity of the reaction (interference) of the design injection well in the production mode from the launch of neighboring production wells. To implement the method, it is required to calculate two scenarios on a hydrodynamic model and determine the first time derivative of the ratio of the normalized flow rates of each injection well in development. The optimal period of working out will correspond to the step at which the first derivative has the minimum value. At this point, the neighboring wells of the element begin to influence each other (mutual influence begins) and the design injection well must be transferred for injection. The period of working out of injection wells found by the presented method ensures the maximization of accumulated oil production due to timely transfer for injection. The proposed algorithm requires less labor and computing resources compared to the traditional (multivariate) method due to fewer calculations on the model.
Assessment of possibility of association of several layers for their joint operation (on the example of the small Southern Fergana fields)
Authors: Хакимзянов И.Н. , Петров В.Н. , Александров Д.А. , Баязитова Л.Р. , Хакимзянова О.И. , Давлетшин Р.Ф. 
Published: July 2024

Опыт разработки многих месторождений показал, что при совместной эксплуатации происходит частичное или полное отключение из процесса выработки средне- и низкопроницаемых объектов и, как следствие, все приводит к снижению коэффициента нефтеизвлечения (КИН). При этом, вероятность отключения прослоев тем выше, чем ниже гидродинамическая связь между высокопроницаемыми и низкопроницаемыми пластами на площади залежи, чем выше разница в проницаемости слагающих разрез пластов, чем меньше песчанистость разреза, а также эффективная толщина низкопроницаемых тонкослоистых прослоев. С учетом приведенных выше критерий в данной работе проведена оценка возможности объединения нескольких пластов, мелкого по геологическим запасам, Южно-Ферганского месторождения для их совместной эксплуатации.
Experience of development of many fields showed that at joint operation comes partial or a blackout from process of development of average and low-permeability objects and, as a result, everything leads to decrease in oil recovery (KIN). Thus, the probability of shutdown of pro-layers of subjects is higher, than hydrodynamic communication between high-permeability and low-permeability layers on the deposit square is lower, than the difference in permeability of layers composing a section is higher, than the section peschanistost, and also effective thickness of low-permeability thin-layer pro-layers is less. Taking into account given above criterion in this work the assessment of possibility of association of several layers, small on geological stocks, the Southern Fergana field for their joint operation is carried out.
Modern estimation methods of cementation quality
Authors: Каримова Р.М. , Голубь С.И. , Чухновская Н.А. 
Published: July 2024

В связи с усложнением геолого-промысловых условий строительства скважин и снижением их добывных возможностей наряду с количественными критериями строительства (скорость, проходка) определяющую роль играют показатели, характеризующие качество проведенных работ. В работе рассматривается обзор качественных показателей строительства скважин, включая, промыслово-геофизическое исследование акустическим методом с применением прибора АКЦ8СМ. Аппаратура акустической цементометрии восьми-секторная сканирующая многочастотная АКЦ8СМ предназначена для выделения вертикальных каналов в скважинах между колонной и цементным камнем, между цементным камнем и горной породой раскрытостью не менее 15 градусов, в нефтяных и газовых скважинах. Анализ динамических параметров целевых волн позволяет оценивать характер контакта, так и выявлять интервалы плохого цементирования обсадной колонны. Аппаратура обеспечивает регистрацию акустических волновых полей, возбужденных монопольным излучателем. Область применения аппаратуры – исследование методом волнового акустического каротажа обсаженных скважин диаметром от 125 до 300 мм при верхних значениях температуры окружающей среды 120оС и гидростатического давления 80 МПа с углом наклона скважины не более 35оС, при скорости каротажа до 280 м/ч.
Due to the complexity of geological and field conditions of well constructions and reduction of their mining opportunities (velocity, drifting) the defining role is played by indicators that characterize the quality of the work carried out. The article considers an overview of the quality of well construction indicators including field-geophysical researches by acoustic method with the use of the ACC8CM device. Acoustic cement metering equipment is an eight-sectored scanning multi-frequency ACC8CM device which is used for selection of vertical channels in wells between the column and cement stone, cement stone and formation with disclosure of at least 15 degrees in oil and gas wells. The analysis of the dynamic parameters of the target waves makes it possible to reveal the character of the contact and to identify the intervals of poor cementing of the casing string. This device provides registration of acoustic wave fields excited by a monopole emitter. The scope of the equipment is research by the method of wave acoustic logging of cased wells with a diameter from 125 to 300 mm at the upper values of the ambient temperature of 120oC and hydrostatic pressure of 80 MPa with a well inclination angle of no more than 35oC, at a logging speed of up to 280 m/h.
Evaluating efficiency of production enhancement operations implemented in Uvat project field based on historical simulation
Authors: Колесников С.В. , Ивлев М.И. 
Published: July 2024

Принятие проектных решений при разработке нефтегазовых месторождений сопряжено в силу их недоступности для непосредственного изучения с нехваткой данных о свойствах пластовой среды и о процессах в ней протекающих. В процессе разработки имеющаяся информация о месторождении дополняется и уточняется, вместе с тем на промысле могут быть внедрены ранее неиспользуемые технологии. В новых условиях ранее принятые проектные решения могут оказаться неоптимальными, а их тиражирование – нецелесообразным. Целью работы является изучение метода ретроспективного прогнозирования как метода оценки эффективности уже реализованных в рамках разработки месторождения мероприятий. Объектом ретроспективного прогнозирования выбрана площадь одного из месторождений Уватского проекта. Авторами выполнены ретроспективные расчёты для решения задач по оценке эффективности системы разработки, оценке оптимальности периода отработки нагнетательных скважин на нефть в зоне уплотняющего бурения, оценке интерференции от уплотняющего бурения. По результатам проведённых расчётов сделан вывод о целесообразности применения метода ретроспективного прогнозирования в задачах оценки эффективности реализованных мероприятий.
Making design decisions during oil and gas field development is associated with lack of data on reservoir properties and various processes occurring in the reservoir. During field development, the available data is updated and supplemented, as well as never-before-used technologies can be applied in the field. Under new conditions, the previously made decisions can appear unsuitable and impractical. The paper is aimed at studying historical forecasting as a method of evaluating efficiency of production enhancement operations implemented as part of field development program. The object of historical forecasting is an area in one of the fields under the Uvat project. Historical simulation has been done to evaluate field development strategy efficiency, optimality of oil production period from injection wells in the infill drilling area, well interference due to infill drilling. Based on the results of simulation it has been concluded that application of historical forecasting method to evaluate the efficiency of implemented activities is a good practice.
Study of recoverable oil reserve losses with account of structural phase transition of oil during field development using geological and reservoir simulation models
Authors: Низаев Р.Х. , Хусаинов В.М. , Кабирова А.Х. , Александров Г.В. , Клийменко Д.В. 
Published: July 2024

В статье приводится оценка потери нефти при закачке холодной воды в пласт на участке Нурлатского нефтяного месторождения. При построении фильтрационной модели продуктивных пластов Нурлатского нефтяного месторождения применялся программный комплекс тНавигатор. В зависимости от времени приведено изменение накопленной добычи нефти в скв1832 с началом закачки в пласт воды при различных значениях температуры агента без учета и с учетом процесса гистерезиса относительных фазовых проницаемостей. Представлено изменение накопленной добычи нефти при различных значениях температуры закачиваемой воды в пласт в течение 6 лет.
The paper presents an assessment of oil losses during injection of cold water into target reservoir of Nurlatskoye oil field. A fluid flow model for Nurlatskoye oil field was constructed using tNavigator software package. Cumulative oil production profile of Well1832 versus time is provided at different injection water temperatures with and without account of relative permeability hysteresis effect. Presented cumulative oil production variations versus injected water temperature cover a 6-years period.
Generalization of the results of determining the maximum horizontal principal stress of the formation before and after hydraulic fracturing at the facilities of the deposits of Western Siberia
Authors: Добровинский Д.Л. , Бухаров А.В. , Вилков М.Н. , Мальшаков Е.Н. , Хакимов И.И. , Дулкарнаев М.Р. 
Published: July 2024

Крупные месторождения Западной Сибири находятся на завершающей стадии разработки, которым характерны низкие темпы добычи нефти, высокая обводненность добываемого ресурса и снижение количества действующего фонда скважин. Текущие обстоятельства вынуждают доизвлекать невыработанные объемы остаточных запасов нефти с применением ГРП на осложненном фонде скважин-кандидатов (рисковые обводненные зоны, краевые участки залежи, невыдержанные глинистые экраны). Все это приводит к повышению вероятности преждевременного обводнения скважин по причине развития трещины ГРП в нецелевые водонасыщенные интервалы, и как результат, получение низкого эффекта по дебиту нефти, вследствие невовлечения всех доступных запасов в процессе фильтрации к скважине. Для оптимального планирования дизайна операций ГРП ключевую роль играет достоверная информация о геомеханических параметрах среды, её структура и азимутальное направление. Цель работы – определить доминирующее направление действующих максимальных напряжений на месторождениях Западной Сибири методом комплексного применения геофизических исследований скважин и микросеймического мониторинга для каждой из групп объектов (А, Б, Ач и Ю), а также привести практические примеры применения технологических подходов к ГРП, способных нивелировать повышение обводненности скважин в процессе работы.
Large fields in Western Siberia are at the latest stage of development, which are characterized by low rates of oil production, high water cut of the extracted resources and a decrease in the number of operating well stock. Current circumstances make it necessary to recover undeveloped volumes of remaining oil in place by using hydraulic fracturing on a complicated stock of candidate wells (risky water cut zones, marginal areas of the deposit, poorly continuous shale barrier). All this leads to an increase in the probability of premature flooding of wells due to hydraulic fracture breakthrough in non-target water-saturated formation, and as a result, obtaining a low effect of oil-production rate because of all available reserves are not involved in the filtration process to the well. For optimal planning of hydraulic fracturing design requires reliable information about the geomechanical parameters of the rock, its structure and azimuth direction, which plays a key role. The purpose of the work is to determine the dominant direction of the maximum horizontal principal stresses in the deposits of Western Siberia by the integrated use of well logging and microseismic monitoring for each of the groups of objects (A, B, Achim and J), as well as to provide practical examples of the application of technological methods to hydraulic fracturing that can reduce the level of water cut during the wells exploitation time.