Submit an Article
Become a reviewer
Online First
Review article
Geotechnical Engineering and Engineering Geology

Well killing with absorption control

Authors:
Danabek S. Saduakasov1
Akshyryn T. Zholbasarova2
Ryskol U. Bayamirova3
Aliya R. Togasheva4
Maksat T. Tabylganov5
Manshuk D. Sarbopeeva6
Aktoty G. Kasanova7
Viktor N. Gusakov8
Aleksei G. Telin9
About authors
  • 1 — Ph.D. Acting Associate Professor S.Yessenov Caspian University of Technologies and Engineering ▪ Orcid
  • 2 — Ph.D. Acting Associate Professor S.Yessenov Caspian University of Technologies and Engineering ▪ Orcid
  • 3 — Ph.D. Acting Associate Professor S.Yessenov Caspian University of Technologies and Engineering ▪ Orcid
  • 4 — Ph.D. Acting Associate Professor S.Yessenov Caspian University of Technologies and Engineering ▪ Orcid
  • 5 — Ph.D. Acting Associate Professor S.Yessenov Caspian University of Technologies and Engineering ▪ Orcid
  • 6 — Ph.D. Acting Associate Professor S.Yessenov Caspian University of Technologies and Engineering ▪ Orcid
  • 7 — Ph.D. Doctoral Student S.Yessenov Caspian University of Technologies and Engineering ▪ Orcid
  • 8 — Ph.D. Deputy Director for Research Institute of Petrochemistry and Catalysis, UFRC RAS ▪ Orcid
  • 9 — Ph.D. Deputy Director for Research Ufa Scientific and Technical Center LLC ▪ Orcid
Date submitted:
2024-03-29
Date accepted:
2024-11-07
Online publication date:
2025-02-26

Abstract

The development of new fields with low-permeability reservoirs required the introduction of new production technologies, of which the most significant for well killing and underground repair were multi-ton hydraulic fracturing, the simultaneous operation of two or three development sites by one well grid, and an increase in the rate of fluid extraction. These global decisions in field development have led to the need to search for new effective materials and technologies for well killing. The article is devoted to the analysis of problems associated with the process of killing production wells in fields characterized by increased fracturing, both natural and artificial (due to hydraulic fracturing), with reduced reservoir pressure and a high gas factor. The relevance of the analysis is due to the increase in the number of development sites where complications arise when wells are killed. Particular attention is paid to technical solutions aimed at preserving the filtration and capacity properties of the bottomhole formation zone, preventing the absorption of process fluid, and blocking the manifestation of gas. The classification of block-packs used in killing is given, based on the nature of the process fluid. Suspension thickened water-salt solutions are considered, forming a waterproof crust on the surface of the rock, which prevents the penetration of water and aqueous solutions into the formation. This approach ensures the safety and efficiency of killing operations, especially when working with formations in which maintaining water saturation and preventing the ingress of the water phase are of critical importance. Modern trends in the development of technology are revealed, and promising areas for further improvement of well killing with absorption control are outlined.

Keywords:
well killing well repair blocking compound filtration absorption control rheological properties
Online First

References

  1. Шмаль Г.И. Проблемы при разработке трудноизвлекаемых запасов нефти в России и пути их решения // Георесурсы. 2016. Т. 18. № 4. Ч. 1. С. 256-260. DOI: 10.18599/grs.18.4.2
  2. Искрицкая Н.И., Макаревич В.Н., Щепочкина А.А. Изменение структуры трудноизвлекаемых запасов нефти в связи с переходом на новую классификацию // Нефтегазовая геология. Теория и практика. 2016. Т. 11. № 4. 12 с. DOI: 10.17353/2070-5379/44_2016
  3. Хафизов Ф.З. Проблемы освоения трудноизвлекаемых запасов // Недропользование XXI век. 2014. № 3 (47). С. 68-73.
  4. Короткевич А.И. Роль ТРИЗ в условиях ухудшения структуры запасов // Neftegaz.RU. 2018. № 6 (78). С. 52-57.
  5. Фунг Ван Хай, Шамаев Г.А., Нгуен Хыу Нян и др. Основные причины ухудшения проницаемости призабойной зоны пласта нижнего олигоцена месторождения «Белый тигр» // Башкирский химический журнал. 2008. Т. 15. № 2. С. 135-139.
  6. Ерофеев А.А., Мордвинов В.А. Изменение свойств призабойной зоны скважины в процессе разработки бобриковской залежи Уньвинского месторождения // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. 2012. Т. 11. № 5. С. 57-62.
  7. Дмитрук В.В., Рахимов С.Н., Бояркин А.А., Штахов Е.Н. Повышение эффективности глушения скважин Уренгойского месторождения // Нефтяное хозяйство. 2010. № 5. С. 130-135.
  8. Вахрушев С.А., Михайлов А.Г., Костин Д.С. и др. Глушение скважин, эксплуатирующих высокотемпературные кавернозно-трещиноватые карбонатные пласты месторождения имени Р.Требса // Нефтяное хозяйство. 2017. № 10. С. 41-45. DOI: 10.24887/0028-2448-2017-10-41-45
  9. Хакимов А.М., Макатров А.К., Караваев А.Д. и др. Фильтрационное тестирование нового поколения поверхностно-активных веществ отечественного и зарубежного производства в качестве добавок к ремонтно-технологическим жидкостям при проведении подземных ремонтов и ОПЗ скважин в гидрофильных коллекторах // Нефтепромысловое дело. 2005. № 12. С. 48-53.
  10. Атвиновская Т.В. Роль жидкости глушения в процессе ремонта скважин // Вестник Гомельского государственного технического университета имени П.О.Сухого. 2018. № 2. С. 34-41.
  11. Кравцов А.А., Мухутдинов А.А., Грядунов Д.А. Глушение скважин в условиях АНПД и высокого газового фактора на месторождениях АО «Оренбургнефть» // Инженерная практика. 2018. № 11.
  12. Орлов Г.А., Кендис М.Ш., Глущенко В.Н. Применение обратных эмульсий в нефтедобыче. М.: Недра, 1991. 224 с.
  13. Мардашов Д.В. Обоснование технологий регулирования фильтрационных характеристик призабойной зоны скважин при подземном ремонте: Автореф. дис. ... канд. техн. наук. СПб: Санкт-Петербургский государственный горный институт имени Г.В.Плеханова, 2008. 20 с.
  14. Акимов О.В. Совершенствование технологий глушения скважин при интенсификации разработки низкопроницаемых терригенных коллекторов: Автореф. дис. ... канд. техн. наук. Уфа: Уфимский государственный нефтяной технический университет, 2011. 23 с.
  15. Патент № 2499131 РФ. Применение разлагаемых волокон в растворах обращенных эмульсий для глушения скважины / О.Бустос, С.Али, Ч.Нгуйен. Опубл. 20.11.2013. Бюл. № 32.
  16. Патент № 2330055 РФ. Способ приготовления полидисперсного торфяного реагента для буровых растворов и жидкостей глушения / А.А.Перейма, В.Е.Черкасова, Р.Р.Гасумов. Опубл. 27.07.2008. Бюл. № 21.
  17. Гасумов Р.А., Костюков С.В., Гасумов Р.Р. и др. Сохранение фильтрационно-емкостных свойств продуктивных пластов при их временной изоляции // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. 2017. № 4. С. 58-66. DOI: 10.31660/0445-0108-2017-4-58-66
  18. Шрамм Г. Основы практической реологии и реометрии. М.: КолосС, 2003. 312 с.
  19. Гусаков В.Н., Королев А.Ю., Ягудин Р.А. и др. Технологии глушения скважин в условиях множественных осложнений // Нефтегазовое дело. 2023. Т. 21. № 2. С. 17-24. DOI: 10.17122/ngdelo-2023-2-17-24
  20. Бондаренко А.В., Мардашов Д.В., Исламов Ш.Р. Оценка эффективности применения блокирующих полимерных составов при глушении скважин в условиях карбонатного коллектора и высокого газового фактора // Нефтегазовое дело. 2022. Т. 20. № 1. С. 53-64. DOI: 10.17122/ngdelo-2022-1-53-64
  21. Силин М.А., Магадова Л.А., Акимов О.В. и др. Передовые технологии глушения скважин // Нефтяное хозяйство. 2015. № 1. С. 66-70.
  22. Маннапов Г.М., Хазимуратов Р.Х., Смыков Ю.В., Сафуанова Р.М. Опыт организации работ узла подготовки технологических жидкостей // Нефтепромысловое дело. 2006. № 4. С. 36-39.
  23. 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
  24. Краевский Н.Н., Исламов Р.А., Линд Ю.Б. Выбор технологии глушения скважин для сложных геолого-технологических условий // Нефтегазовое дело. 2020. Т. 18. № 4. С. 16-26. DOI: 10.17122/ngdelo-2020-4-16-26
  25. Глущенко В.Н., Хижняк Г.П. Направления совершенствования составов обратных эмульсий для глушения скважин // Недропользование. 2023. Т. 23. № 1. С. 44-50. DOI: 10.15593/2712-8008/2023.1.6
  26. Поп Г.С. Причины возникновения и методы ликвидации газопроявлений в скважинах. М.: ВНИИЭгазпром, 1991. 19 с.
  27. Поп Г.С., Кучеровский В.М., Зотов А.С., Бодачевская Л.Ю. Глушение скважин в условиях снижающегося пластового давления на месторождениях Западной Сибири // Нефтепромысловое дело. 2002. № 11. С. 26-29.
  28. Куликов А.Н., Исмагилов Т.А., Шадымухаметов С.А., Телин А.Г. Разработка и применение новых составов для глушения скважин на месторождениях НК «ЮКОС» // Вестник Инжинирингового центра ЮКОС. 2002. № 4. С. 52-55.
  29. Куликов А.Н., Исмагилов Т.А., Телин А.Г., Хакимов A.М. Применение инвертной дисперсии «Дисин» для глушения поглощающих скважин после проведения гидроразрыва пласта // Башкирский химический журнал. 2001. № 3. С. 73-75.
  30. Лезов Г.О., Яшин В.И., Исмагилов Т.А. и др. Технология комбинированного глушения и вторичного вскрытия нефтяных скважин с использованием инвертной дисперсии «Дисин» // Нефтяное хозяйство. 1994. № 2. С. 48-51.
  31. Здольник С.Е., Згоба И.М., Телин А.Г., Гусаков В.Н. Проблемы глушения скважин Приобского месторождения и пути их решения // Научно-технический вестник ОАО «НК «Роснефть». 2006. № 1. С. 36-39.
  32. Акимов О.В., Здольник С.Е., Худяков Д.Л. и др. Технологии глушения скважин с гидроразрывом пласта в условиях аномально высоких и аномально низких пластовых давлений // Нефтяное хозяйство. 2010. № 2. С. 92-95.
  33. Islamov Sh.R., Bondarenko A.V., Mardashov D.V. Substantiation of a well killing technology for fractured carbonate reservoirs // Youth Technical Sessions Proceedings. CRC Press, 2019. P. 256-264. DOI: 10.1201/9780429327070-35
  34. Mardashov D., Islamov S., Nefedov Yu. Specifics of well killing technology during well service operation in complicated conditions // Periódico Tchê Química. 2020. Vol. 17. № 34. P. 782-792. DOI: 10.52571/PTQ.v17.n34.2020.806_P34_pgs_782_792.pdf
  35. Исламов Ш.Р. Обоснование технологии глушения нефтяных скважин перед подземным ремонтом в условиях трещинно-поровых карбонатных коллекторов: Автореф. дис. ... канд. техн. наук. СПб: Санкт-Петербургский горный университет, 2021. 20 с.
  36. Шамсутдинов Р.Д. Применение волокнистых наполнителей в инвертно-эмульсионных растворах для повышения качества капитального ремонта скважин: Автореф. дис. ... канд. техн. наук. Уфа: Уфимский государственный нефтяной технический университет, 2002. 24 с.
  37. Islamov S., Islamov R., Shelukhov G. et al. Fluid-Loss Control Technology: From Laboratory to Well Field // Processes. 2024. Vol. 12. Iss. 1. № 114. DOI: 10.3390/pr12010114
  38. Sergeev V., Tanimoto K., Abe M. Innovative Emulsion-Suspension Systems Based on Nanoparticles for Drilling and Well Workover Operation // Abu Dhabi International Petroleum Exhibition & Conference, 11-14 November 2019, Abu Dhabi, United Arab Emirates. OnePetro, 2019. № SPE-197510-MS. DOI: 10.2118/197510-MS
  39. Uliasz M. Workover fluid for the reconstruction of wells with reduced reservoir pressure // Nafta-Gaz. 2020. Vol. 76. № 7. P. 457-465 (in Polish). DOI: 10.18668/NG.2020.07.04
  40. Шадымухамедов С., Куликов А. Развитие работ по улучшению качества глушения скважин в НК «ЮКОС» // Научно-технический вестник ЮКОС. 2003. № 7. С. 30-32.
  41. Магадова Л.А., Силин М.А., Гаевой Е.Г. и др. Жидкости глушения и промывки, сохраняющие коллекторские свойства пласта // Время колтюбинга. 2009. № 3 (028). С. 72-80.
  42. Силин М.А., Магадова Л.А., Пономарева В.В. и др. Разработка нефильтрующейся полисахаридной жидкости глушения с высокой плотностью на водной основе // Территория «Нефтегаз». 2010. № 8. С. 56-61.
  43. Бондаренко А.В., Исламов Ш.Р., Игнатьев К.В., Мардашов Д.В. Лабораторные исследования полимерных составов для глушения скважин в условиях повышенной трещиноватости // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. 2020. Т. 20. № 1. С. 37-48. DOI: 10.15593/2224-9923/2020.1.4
  44. Окромелидзе Г.В., Некрасова И.Л., Гаршина О.В. и др. Глушение скважин с использованием вязкоупругих составов // Нефтяное хозяйство. 2016. № 10. С. 56-61.
  45. Martyushev D.A., Govindarajan S.K. Development and study of a Visco-Elastic Gel with controlled destruction times for killing oil wells // Journal of King Saud University – Engineering Sciences. 2022. Vol. 34. Iss. 7. P. 408-415. DOI: 10.1016/j.jksues.2021.06.007
  46. Hu Jia, Zheng Kang, Jinzhi Zhu et al. High density bromide-based nanocomposite gel for temporary plugging in fractured reservoirs with multi-pressure systems // Journal of Petroleum Science and Engineering. 2021. Vol. 205. № 108778. DOI: 10.1016/j.petrol.2021.108778
  47. Hu Jia, Xin-Yu Yang, Jin-Zhou Zhao. Development of a Novel In-Situ-Generated Foamed Gel as Temporary Plugging Agent Used for Well Workover: Affecting Factors and Working Performance // SPE Journal. 2019. Vol. 24. Iss. 4. P. 1757-1776. DOI: 10.2118/194215-PA
  48. Hu Jia, Hao Chen, Jin-Zhou Zhao. Development of a Highly Elastic Composite Gel through Novel Intercalated Crosslinking Method for Wellbore Temporary Plugging in High-Temperature Reservoirs // SPE Journal. 2020. Vol. 25. Iss. 6. P. 2853-2866. DOI: 10.2118/201090-PA
  49. Xu Yuan, Tang Yongfan. Development and Application of Temporary Plugging and Killing System Suitable for Sour Gas Field // Oilfield Chemistry. 2022. Vol. 39. № 3. P. 381-386. DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2022.03.001
  50. Hu Jia, Hao Chen. The Potential of Using Cr3+/Salt-Tolerant Polymer Gel for Well Workover in Low-Temperature Reservoir: Laboratory Investigation and Pilot Test // SPE Productions & Operations. 2018. Vol. 33. Iss. 3. P. 569-582. DOI: 10.2118/189460-PA
  51. Xiong Ying, Xi Yuan, Zhang Yadong, Fu Ziyi. Study of Gel Plug for Temporary Blocking and Well-Killing Technology in Low-Pressure, Leakage-Prone Gas Well // SPE Production & Operations. 2021. Vol. 36. Iss. 1. P. 234-244. DOI: 10.2118/204213-PA
  52. Shaydullin V.A., Vakhrushev S.A., Magzumov N.R. et al. Features of Killing Wells Operating Fractured Formations with Abnormally Low Formation Pressures and High Gas Factor // SPE Russian Petroleum Technology Conference, 26-29 October 2020. OnePetro, 2020. № SPE-202071-MS. DOI: 10.2118/202071-MS
  53. Chunming Xiong, Falin Wei, Weitao Li et al. Mechanism of Polyacrylamide Hydrogel Instability on High-Temperature Conditions // ACS Omega. 2018. Vol. 3. Iss. 9. P. 10716-10724. DOI: 10.1021/acsomega.8b01205
  54. Zhongliang Hu, Maje Haruna, Hui Gao et al. Rheological Properties of Partially Hydrolyzed Polyacrylamide Seeded by Nanoparticles // Industrial & Engineering Chemistry Research. 2017. Vol. 56. Iss. 12. P. 3456-3463. DOI: 10.1021/acs.iecr.6b05036
  55. Pan Xu, Zhijie Shang, Meiling Yao, Xinxue Li. Mechanistic insight into improving strength and stability of hydrogels via nano-silica // Journal of Molecular Liquids. 2022. Vol. 357. № 119094. DOI: 10.1016/j.molliq.2022.119094
  56. Zareie C., Bahramian A.R., Sefti M.V., Salehi M.B. Network-gel strength relationship and performance improvement of polyacrylamide hydrogel using nano-silica; with regards to application in oil wells conditions // Journal of Molecular Liquids. 2019. Vol. 278. P. 512-520. DOI: 10.1016/j.molliq.2019.01.089
  57. Hu Jia, Cheng-Cheng Niu, Xin-Yu Yang. Improved understanding nanocomposite gel working mechanisms: From laboratory investigation to wellbore plugging application // Journal of Petroleum Science and Engineering. 2020. Vol. 191. № 107214. DOI: 10.1016/j.petrol.2020.107214
  58. Hu Jia, Xin-Yu Yang. Environmental and strength-enhanced nanosilica-based composite gel for well temporary plugging in high-temperature reservoirs // Asia-Pacific Journal of Chemical Engineering. 2019. Vol. 14. Iss. 1. № e2270. DOI: 10.1002/apj.2270
  59. Hu Jia, Dong-Shan Xie, Zheng Kang. Secondary surface modified laponite-based nanocomposite hydrogel for gas shutoff in wellbore // Journal of Petroleum Science and Engineering. 2020. Vol. 191. № 107116. DOI: 10.1016/j.petrol.2020.107116
  60. Dijvejin Z.A., Ghaffarkhah A., Sadeghnejad S., Sefti M.V. Effect of silica nanoparticle size on the mechanical strength and wellbore plugging performance of SPAM/chromium (III) acetate nanocomposite gels // Polymer Journal. 2019. Vol. 51. № 7. P. 693-707. DOI: 10.1038/s41428-019-0178-3
  61. Dao-Yi Zhu, Xing-Yu Fang, Ren-Xian Sun et al. Development of degradable pre-formed particle gel (DPPG) as temporary plugging agent for petroleum drilling and production // Petroleum Science. 2021. Vol. 18. Iss. 2. P. 479-494. DOI: 10.1007/s12182-020-00535-w
  62. Hong-Jun Zhang, Dao-Yi Zhu, Yong-Long Gong et al. Degradable preformed particle gel as temporary plugging agent for low-temperature unconventional petroleum reservoirs: Effect of molecular weight of the cross-linking agent // Petroleum Science. 2022. Vol. 19. Iss. 6. P. 3182-3193. DOI: 10.1016/j.petsci.2022.07.013
  63. Bougha A., Ndukauba G., Okeke C., Abudu R. Restoring Integrity and Production on a Well with Compromised Barriers: Use of Crosslinked Polymer Gel to Prevent Fluid Loss Post Well Kill to Enable the Safe Repair of Compromised Christmas Tree Valves // Gas & Oil Technology Showcase and Conference, 13-15 March 2023, Dubai, United Arab Emirates. OnePetro, 2023. № SPE-214228-MS. DOI: 10.2118/214228-MS
  64. Zeeshan Ahmad, Abdullah Alhaj Al Hosini, Mohammed Ibrahim Al Janahi et al. Challenges of Gas Wells Killing Operation with Emphasis on Reservoir & Completion Integrity Issues // Abu Dhabi International Petroleum Exhibition & Conference, 15-18 November 2021, Dubai, United Arab Emirates. № SPE-208063-MS. DOI: 10.2118/208063-MS
  65. Hu Jia, Zheng Kang, Sanxi Li et al. Thermal degradation behavior of seawater based temporary plugging gel crosslinked by polyethyleneimine for fluid loss control in gas well: Kinetics study and degradation prediction // Journal of Dispersion Science and Technology. 2021. Vol. 42. Iss. 9. P. 1299-1310. DOI: 10.1080/01932691.2020.1740727
  66. Yang Yang, Xiaoxuan He, Dalong Sun et al. Pseudointerpenetrating network nanocomposite hydrogel for temporary plugging in fractured reservoirs // Colloids and Surfaces A: Physicochemical and Engineering Aspects. 2023. Vol. 656. Part A. № 130369. DOI: 10.1016/j.colsurfa.2022.130369
  67. Uguna G., Rachid R., Milne A., Ali S. Controlling Losses When Recompleting Low-Pressure Reservoirs // SPE European Formation Damage Conference and Exhibition. 2015. № SPE-174169-MS. DOI: 10.2118/174169-MS
  68. Zheng Kang, Yin-Tao Liu, Hu Jia et al. Progress and Prospects of In Situ Polymer Gels for Sealing Operation in Wellbore and Near-Well Zone // Energy & Fuels. 2024. Vol. 38. Iss. 5. P. 3539-3563. DOI: 10.1021/acs.energyfuels.3c04382
  69. Telin A., Lenchenkova L., Yakubov R. et al. Application of Hydrogels and Hydrocarbon-Based Gels in Oil Production Processes and Well Drilling // Gels. 2023. Vol. 9. Iss. 8. № 609. DOI: 10.3390/gels9080609
  70. Патент № 2746499 РФ. Вязкоупругая композиция для применения в технологиях добычи нефти и газа / Л.А.Магадова, М.А.Силин, Д.Н.Малкин, П.К.Крисанова. Опубл. 14.04.2021. Бюл. № 11.
  71. Токунов В.И., Саушин А.З. Технологические жидкости и составы для повышения продуктивности нефтяных и газовых скважин. М.: Недра-Бизнесцентр, 2004. 711 с.
  72. Рябоконь С.А., Мартынов Б.А., Доктор С.А. Технологические решения при заканчивании и ремонте скважин, направленные на сохранение коллекторских свойств продуктивных пластов // Бурение и нефть. 2008. № 9. С. 4-7.
  73. Ross C.M., Williford J., Sanders M.W. Current Materials and Devices for Control of Fluid Loss // SPE Asia Pacific Oil and Gas Conference and Exhibition, 20-22 April 1999, Jakarta, Indonesia. OnePetro, 1999. № SPE-54323-MS. DOI: 10.2118/54323-MS
  74. Dick M.A., Heinz T.J., Svoboda C.F., Aston M. Optimizing the Selection of Bridging Particles for Reservoir Drilling Fluids // SPE International Symposium on Formation Damage Control, 23-24 February 2000, Lafayette, LA, USA. OnePetro, 2000. № SPE-58793-MS. DOI: 10.2118/58793-MS
  75. Svoboda C. Optimizing High-Temperature Kill Pills: The Åsgard Experience // SPE Drilling & Completion. 1999. Vol. 17. Iss. 1. № SPE-76639-PA. DOI: 10.2118/76639-PA
  76. Патент № 2287549 РФ. Стабильные жидкие суспензионные композиции и способ их получения и применения / К.Б.Фокс. Опубл. 20.11.2006. Бюл. № 32.
  77. Патент № 2004120281 РФ. Не наносящая ущерба жидкость для снижения поглощения бурового раствора и способ ее применения / М.Сэмьюэл, Р.Марсинев, К.Ж.Джун. Опубл. 27.03.2005. Бюл. № 9.
  78. Samuel M., Marcinew R., Al-Harbi M. et al. A New Solids-Free Non-Damaging High Temperature Lost-Circulation Pill: Development and First Field Applications // SPE Middle East Oil and Gas Show and Conference, 9-12 June 2003, Bahrain. OnePetro, 2003. № SPE-81494-MS. DOI: 10.2118/81494-MS
  79. Vickers S., Cowie M., Jones T. et al. A new methodology that surpasses current bridging theories to efficiently seal a varied pore throat distribution as found in natural reservoir formations // AADE Drilling Fluids Technical Conference, 11-12 April 2006, Houston, TX, USA. American Association of Drilling Engineers, 2006. № AADE-06-DF-HO-16.
  80. Araujo A., Calderon A. Field Use of Temporary Fluid-Loss Control Pill During Deepwater Completions in HighPermeability Formations // SPE Latin America and Caribbean Petroleum Engineering Conference, 21-23 April 1999, Caracas, Venezuela. OnePetro, 1999. № SPE-53924-MS. DOI: 10.2118/53924-MS
  81. Патент № 2380391 РФ. Технологическая скважинная жидкость с контролируемым поглощением в термобарических условиях пласта / О.В.Акимов, С.Е.Здольник, В.Н.Гусаков, Д.Л.Худяков, Н.Н.Краевский. Опубл. 27.01.2010. Бюл. № 3.
  82. Гусаков В.Н., Краевский Н.Н., Хакимов А.Ф. и др. Технология предупреждения поглощений при проведении текущего ремонта скважин в условиях низких пластовых давлений // Нефтяное хозяйство. 2013. № 10. С. 50-51.
  83. Патент № 2482152 РФ. Технологическая скважинная жидкость с низкими повреждающими свойствами и контролируемым поглощением в термобарических условиях пласта / С.Е.Здольник, О.В.Акимов, Д.Л.Худяков, А.С.Малышев, В.Н.Гусаков, Н.Н.Краевский. Опубл. 20.05.2013. Бюл. № 14.
  84. Youssry Abd El-Aziz Mohamed, El-Gindy A.T., El-Agamy H.A. et al. Field Application of Newly Designed Non-Damaging Sealing Killing Fluid to Control Losses in Completion and Workover Operations in Western Desert, Egypt // SPE Trinidad and Tobago Section Energy Resources Conference, 28-30 June 2021. OnePetro, 2021. № SPE-200936-MS. DOI: 10.2118/200936-MS
  85. Cuixia Li, Xiaoping Qin, Liangchuan Li et al. Preparation and Performance of an Oil-Soluble Polyethylene Wax Particles Temporary Plugging Agent // Journal of Chemistry. 2018. Vol. 2018. Iss. 1. № 7086059. DOI: 10.1155/2018/7086059
  86. Амиян В.А., Амиян А.В. Повышение производительности скважин. М.: Недра, 1986. 159 с.
  87. Тагиров К.М., Гасумов Р.А., Перейма А.А., Минликаев В.З. Пенные системы с наполнителем для глушения скважин // Газовая промышленность. 1999. № 8. С. 50-51.
  88. Lijuan Pan, Huifeng Liu, Wu Long et al. A Novel Foamy Well Killing Fluid for Low-Pressure Gas Reservoirs in Tarim Basin, China // International Petroleum Technology Conference, 23 March – 1 April 2021. OnePetro, 2021. № IPTC-21434-MS. DOI: 10.2523/IPTC-21434-MS
  89. Dongdong Liu, Renyuan Sun, Yunfei Zhang et al. 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. № 132870. DOI: 10.1016/j.colsurfa.2023.132870
  90. Гурбанов А.Г., Баспаев Е.Т. Новый способ глушения газопроявляющих скважин // SOCAR Proceedings. 2022. № 2. С. 28-34. DOI: 10.5510/OGP20220200671
  91. Telin A., Karazeev D., Vezhnin S. et al. Use of Self-Generating Foam Gel Composition with Subsequent Injection of Hydrogel to Limit Gas Inflow in Horizontal Wells of Vostochno-Messoyakhskoye Field // Gels. 2024. Vol. 10. Iss. 4. № 215. DOI: 10.3390/gels10040215
  92. Васильченко C.В., Меденцев С.В. Решение проблем вскрытия истощенных пластов: технология афронов // Бурение и нефть. 2003. № 6. С. 36-37.
  93. Патент № 2322472 РФ. Технологическая жидкость для глушения нефтегазовых скважин и способ ее приготовления / Н.Г.Усанов, Р.К.Андресон, Е.А.Гильванова, В.Н.Гусаков, А.Г.Телин, Г.З.Калимуллина. Опубл. 20.04.2008. Бюл. № 11.
  94. Бондаренко А.В., Исламов Ш.Р., Мардашов Д.В. Комплексная методика исследований по разработке эмульсионных блокирующих составов для глушения добывающих скважин // Территория «Нефтегаз». 2018. № 10. С. 42-49.
  95. 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. Iss. 3. № 654. DOI: 10.3390/en14030654
  96. Дурягин В.Н., Лиманов М.Н., Онегов Н.А., Шамсутдинова Г.Т. Глушение морских скважин // Бурение и нефть. 2023. Спец. вып. 1. С. 44-47.
  97. Mardashov D., Duryagin V., Islamov S. Technology for Improving the Efficiency of Fractured Reservoir Development Using Gel-Forming Compositions // Energies. 2021. Vol. 14. Iss. 24. № 8254. DOI: 10.3390/en14248254
  98. Силин М.А., Магадова Л.А., Гаевой Е.Г. и др. Применение жидкостей глушения на полисахаридной основе в скважинах с низким давлением и после гидроразрыва пласта // Нефтяное хозяйство. 2010. № 4. С. 104-107.
  99. Зейгман Ю.В., Мухаметшин В.Ш., Хафизов А.Р., Харина C.Б. Перспективы применения многофункциональных жидкостей глушения скважин в карбонатных пластах // Socar Proceedings. 2016. № 3. С. 33-39. DOI: 10.5510/OGP20160300286
  100. Никулин В.Ю., Мукминов Р.Р., Мухаметов Ф.Х. и др. Обзор перспективных технологий глушения скважин в условиях аномально низких пластовых давлений и резкого прорыва газа. Часть 1. Классификация технологий и опыт применения загущенных жидкостей на водной и углеводородной основе // Нефтегазовое дело. 2022. Т. 20. № 3. С. 87-96. DOI: 10.17122/ngdelo-2022-3-87-96
  101. Гребенюк А.Н., Куршев А.В., Корытко И.А. и др. Обоснование эффективных технологий глушения скважин в условиях трещиноватых карбонатных коллекторов Восточной Сибири // Инженерная практика. 2023. № 3.
  102. Никулин В.Ю., Бритов Е.В., Мукминов Р.Р. и др. Применение состава с мгновенной фильтрацией для контроля поглощений при глушении скважин, эксплуатирующих низкотемпературные терригенные коллекторы Восточной Сибири // Экспозиция Нефть Газ. 2023. № 1. С. 76-80. DOI: 10.24412/2076-6785-2023-1-76-80
  103. Никулин В.Ю., Мукминов Р.Р., Нигматуллин Т.Э. и др. Снижение негативного влияния растворов глушения высокой плотности на продуктивность газовых скважин, эксплуатирующих ачимовские коллекторы. Часть 2. Обоснование применения блокирующих составов // Экспозиция Нефть Газ. 2023. № 4. С. 16-21. DOI: 10.24412/2076-6785-2023-4-16-21
  104. Демахин С.А., Меркулов А.П., Касьянов Д.Н. и др. Глушение скважин блок-пачками – эффективное средство сохранения фильтрационных свойств продуктивного пласта // Нефть. Газ. Новации. 2015. № 1. С. 66-69.
  105. Меркулов А.П., Мершиев М.П. Глушение скважин с аномально низким пластовым давлением (АНПД) химическими реагентами группы компаний Zirax // Нефть. Газ. Новации. 2019. № 7. С. 13-15.
  106. Yong-li Yan, Yang Zhang, Christian-chibuike Una. On the nature of colloidal aphrons // Colloid and Interface Science Communications. 2020. Vol. 34. № 100232. DOI: 10.1016/j.colcom.2019.100232
  107. Патент № 2301822 РФ. Буровой раствор / Н.Г.Усанов, Р.К.Андресон, Е.А.Гильванова, П.М.Зобов, В.Е.Андреев, Ю.А.Котенев, Н.Ш.Хайрединов, В.Н.Поляков, Ю.С.Кузнецов, Р.Р.Хузин. Опубл. 27.06.2007. Бюл. № 18.
  108. Патент № 2563856 РФ. Способ бурения скважин, осложненных поглощающими горизонтами / А.М.Нацепинская, Ф.Н.Гребнева, С.Е.Ильясов, Г.В.Окромелидзе, О.В.Гаршина, П.А.Хвощин, С.Г. Попов, П.И.Клыков. Опубл. 20.09.2015. Бюл. № 26.
  109. Рабаев Р.У. К вопросу применения афронсодержащих буровых растворов для бурения скважин в осложненных условиях на месторождениях Черноморского шельфа // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. 2021. Вып. 5 (133). С. 9-23. DOI: 10.17122/ntj-oil-2021-5-9-23
  110. Jinliang Han, Jinsheng Sun, Kaihe Lv et al. Polymer Gels Used in Oil–Gas Drilling and Production Engineering // Gels. 2022. Vol. 8. Iss. 10. № 637. DOI: 10.3390/gels8100637
  111. Патент № 2332439 РФ. Газонаполненный состав для изоляции водопритока в скважину / В.А.Волков, В.Г.Беликова. Опубл. 27.08.2008. Бюл. № 24.
  112. Xiaoyong Li., Lihui Zheng, Yuanbo Chen et al. Fuzzy-Ball Fluids Enhance the Production of Oil and Gas Wells: A Historical Review // Energies. 2023. Vol. 16. Iss. 18. № 6647. DOI: 10.3390/en16186647
  113. Fanghui Zhu, Lihui Zheng, Yang Zhao et al. Plugging Efficiency in Fractured Carbonate Gas Reservoirs Using Fuzzy-Ball Fluids Combined with Solid Plugging Agents // Energies. 2023. Vol. 16. Iss. 18. № 6688. DOI: 10.3390/en16186688
Access statistics
Abstract Views
58
Full-Text Views
15
Abstract Views
Daily
Full-Text Views
Daily
26/0226/0228/0228/0202/0302/0304/0304/0306/0306/0308/0308/0310/0310/0312/0312/0314/0314/03Time, day806040200Quantity, etc.
Cited
Scopus:
0
Crossref:
0
Article Menu

Similar articles

The effect of mechanical and thermal treatment on the characteristics of saponite-containing material
2024 Tatyana N. Orekhova, Mariana N. Sivalneva, Mariya A. Frolova, Valeriya V. Strokova, Diana O. Bondarenko
Evaluation of the effectiveness of neutralization and purification of acidic waters from metals with ash when using alternative fuels from municipal waste
2024 Polina A. Kharko, Aleksandr S. Danilov
Combined method for processing spent acid etching solution obtained during manufacturing of titanium products
2024 Nikolai A. Bykovskii, Evgenii A. Kantor, Nikolai S. Shulaev, Vadim S. Fanakov
Comparative analysis of nitrogen and carbon isotopic fractionation during diamond formation based on β-factor determination
2024 Dmitrii P. Krylov
Comprehensive studies of the snow-firn layer in the area of the Russian Antarctic Vostok Station
2025 Aleksei V. Bolshunov, Sergei A. Ignatev, Gleb D. Gorelik, Nikita S. Krikun, Dmitrii A. Vasilev, Ilya V. Rakitin, Vyacheslav S. Shadrin
Justification on the safe exploitation of closed coal warehouse by gas factor
2024 Semen G. Gendler, Anastasiya Yu. Stepantsova, Mikhail M. Popov