УДК:
DOI:

Разработка технологии закачки кислотных составов для интенсификации работы скважин месторождения Северного Каспия

Development of the acid treatment technology to well intensification of North Caspian field

S.V. Manakov1, A.A. Bakharev2, T.R. Garipov1, A.M. Mavrin1, A.G. Merkuryeva1,
A.V. Bykadorov1, I.N. Sannikov1, E.V. Litvintseva1, A.A. Chursin1, A.Yu. Samoilenko3,
E.A. Sosnin3, N.A. Kichigina3, V.V. Novikova4, O.S. Snegov4
1LLC LUKOIL-Engineering
Moscow, 109028, Russian Federation
2PJSC LUKOIL
Moscow, 101000, Russian Federation
3Branch of LLC LUKOIL-Engineering LLC PermNIPIneft in Perm
Perm, 614015, Russian Federation
4Branch of LLC LUKOIL-Engineering PermNIPIneft in Volgograd
Volgograd, 400078, Russian Federation

В рамках данной работы разработана технология закачки кислотных составов для интенсификации работы скважин газонасыщенной залежи пласта титонского яруса месторождения Северного Каспия, выполнены лабораторные исследования кислотных составов, разработаны технические решения по проведению кислотной обработки, определены риски планируемого к разработке месторождения Северного Каспия.

The technology for pumping acid compositions to intensify the operation of wells of a gas-saturated reservoir of the Tithonian stage of the Northern Caspian field has been developed, laboratory studies of acid compositions have been performed, technical solutions for acid treatment have been developed, the risks of the Northern Caspian field planned for development have been identified.

ВВЕДЕНИЕ
Свою деятельность по обустройству месторождений углеводородного сырья, расположенных в акватории Каспийского моря, компания «ЛУКОЙЛ» ведет с 1994г. Данный регион для компании «ЛУКОЙЛ» является одним из ключевых [1].
Важную роль в научно-инженерном сопровождении разработки морских месторождений ПАО «ЛУКОЙЛ» играют созданные специалистами научного центра компании – ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» – цифровые модели морских месторождений нефти и газа (постоянно действующие геолого-технологические модели и интегрированные модели), которые в режиме реального времени дают возможность оценивать последствия тех или иных управленческих решений по разработке эксплуатационных объектов. Для оперативного решения научно-технических задач освоения новых морских месторождений функционирует мультидисциплинарная рабочая команда по сопровождению разработки месторождений Северного Каспия [2].
Специалистами организаций Группы «ЛУКОЙЛ» проведена комплексная работа по разработке технологии закачки кислотных составов для интенсификации работы скважин на первой стадии освоения месторождения Северного Каспия газонасыщенной залежи пласта титонского яруса, включающая анализ рынка кислотных составов; лабораторные исследования и фильтрационные испытания отобранных кислотных составов; петрофизические исследования керна; анализ коэффициента продуктивности; проработку вариантов принципиальной технологической схемы комплекса оборудования для проведения кислотной обработки (КО), размещения оборудования для проведения КО на сервисной барже и устьевой технологической платформе (УТП) месторождения Северного Каспия; формирование перечня технологических операций после окончания бурения скважины, необходимых для проведения кислотной обработки; анализ рынка отечественных производителей металла, компаний-производителей внутрискважинного оборудования (насосно-компрессорные трубы (НКТ), верхнее, нижнее заканчивание) и устьевого оборудования; коррозионные испытания потенциальных поставщиков металла в среде моделей попутной воды и газа и в среде кислотных составов, мероприятия по обращению с продуктами реакции, получаемыми при КО; качественный анализ рисков при проведении кислотных обработок; оценку стоимости предлагаемой технологии.
Результаты работы предполагается использовать при оптимизации технических решений месторождения Северного Каспия, в том числе, при проработке решений по объектам обустройства.

РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИИ
Проведенные исследования определения влияния основного, применяемого бурового раствора на углеводородной основе, ингибирующего бурового раствора на водной основе, жидкости заканчивания на фильтрационные свойства газонасыщенной залежи первого пласта титонского яруса месторождения Северного Каспия показали, что коэффициент восстановления проницаемости по газу в пластовых условиях образцов керна пласта титонского яруса после воздействия бурового раствора и жидкости заканчивания составил 2,6-18,2 %.
В связи с вышеизложенным цель данной работы состояла в выборе кислотных составов, техники и технологии для их закачки с целью восстановления проницаемости призабойной зоны пласта титонского яруса месторождения Северного Каспия для достижения проектной продуктивности эксплуатационных скважин.
Данная работа состояла из следующих основных этапов:
1. Проведение комплексных лабораторных исследований по тестированию кислотных составов для условий скважин месторождения Северного Каспия. Выбор наиболее эффективного состава для восстановления проницаемости керна после воздействия на него буровым раствором и жидкостью заканчивания.
2. Выбор техники и технологии проведения закачки кислотных составов при проведении кислотных обработок призабойных зон продуктивного пласта титонского яруса скважин месторождения Северного Каспия после воздействия буровым раствором и жидкостью заканчивания.
3. Проработка вариантов оптимизации материального исполнения внутрискважинного оборудования (хвостовик, нижнее заканчивание, НКТ), верхнее заканчивание, фонтанной арматуры (ФА) для пласта титонского яруса на месторождении Северного Каспия, учитывая периодичность проведения текущего и капитального ремонта скважин (ТКРС).
1. Проведение комплексных лабораторных исследований по тестированию кислотных составов для условий скважин месторождения Северного Каспия.
В целях подбора кислотного состава для условий скважин месторождения Северного Каспия выполнен анализ рынка кислотных составов. Подготовлен и направлен запрос о наличии технологий для интенсификации добычи с учетом осложненных геологических условий. По результатам анализа рынка от потенциальных поставщиков технологии в лабораторию филиала поступило 14 кислотных составов.
По результатам первичного скрининга поставленных составов, включающего в себя определение начальной скорости реакции с мрамором и растворяющей способности мрамора, определены два наиболее эффективных состава: состав № 1 и состав № 2. В качестве стандартного промышленно применяемого состава на основе раствора HCI использовался многофункциональный кислотный состав.

Следующим этапом лабораторных исследований стало тестирование кислотных составов в «свободном объеме». Лабораторные исследования проводились при температуре 90 °С, исходя из того, что при закачке кислотного состава в скважину будет происходить ее постепенный разогрев до указанной температуры.
Анализ отобранных кислотных составов показал, что все исследуемые кислотные составы совместимы с фильтратом бурового раствора. Коррозионная активность кислотных составов № 1 и № 2 находится в пределах норм, указанных в методическом руководстве ПАО «ЛУКОЙЛ». Кислотный состав № 1 обладает повышенной коррозионной активностью при температуре 20 °С, при 90 °С скорость коррозии находится в пределах нормы. Стандартный кислотный состав и состав № 1 стабильны при температуре 90 °С не менее 1 часа. Кислотные составы № 1 и № 2 обладают хорошими удерживающими свойствами в отношении ионов трехвалентного железа. При нейтрализации составов, содержащих железо, не происходит выпадения вторичных осадков. При нейтрализации стандартного кислотного состава, содержащего ионы железа, на мраморной крошке наблюдается выпадение гидроокислов железа.
Далее выполнены фильтрационные исследования. Основная цель этапа фильтрационных исследований – оценка изменения фильтрационных свойств пород после обработки кислотными составами.
По результатам исследований установлено, что все кислотные составы способствуют очистке порового пространства от технологических жидкостей: после кислотной обработки коэффициент восстановления проницаемости по газу (относительно проницаемости по газу после закачки технологических жидкостей) составляет 1180,0–20717,1 % для стандартного состава, 102,8–373,5% – для состава № 1 и 161,9-266,7 % - для состава № 2. Для восстановления продуктивности скважин месторождения Северного Каспия рекомендованы составы на органической основе.
В рамках петрофизических исследований проведено изучение структуры пустотного пространства образцов керна до и после кислотной обработки капилляриметрическим методом (полупроницаемой мембраны) в соответствии с ОСТ 39-204-86. Результаты исследований характера распределения эквивалентных радиусов пор по размерам образцов керна до кислотной обработки показывают, что в пустотном пространстве образцов керна преобладают поры капиллярной и сверхкапиллярной размерности с эквивалентным радиусом более 2,6мкм, которые в основном и подвергаются воздействию при кислотной обработке. Обработка образцов керна стандартным кислотным составом на основе соляной кислоты приводит к наибольшему образованию каверн, разъеданию торца и боковой поверхности, расширению крупных пор, не воздействуя на мелкие поры. Кислотные составы № 1 и № 2 оказывают эффективное воздействие на тонкие каналы, в том числе, неэффективные поры, не участвующие в процессе фильтрации. Средний прирост содержания пустот каверновой размерности составляет 19,7 %, 13,7 % и 14,3% для кислотных составов «стандартный», состав № 1 и состав № 2 соответственно. Наглядное изображение приведено на рис. 1.
2. Выбор техники и технологии проведения закачки кислотных составов при проведении кислотных обработок призабойных зон продуктивного пласта титонского яруса скважин месторождения Северного Каспия после воздействия буровым раствором и жидкостью заканчивания.
На данном этапе определены следующие технические решения: перечень технологических операций со скважиной после окончания бурения, необходимых для проведения КО, технологическая схема проведения КО, продолжительность выполнения кислотной обработки, перечень технологических операций со скважиной при освоении, мероприятия по обращению с продуктами реакции, принципиальная технологическая схема комплекса оборудования для проведения КО, перечень оборудования, для проведения КО, перечень интерфейсных связей между комплексом оборудования для проведения КО.
В целях подготовки перечня технологических операций со скважиной после окончания бурения, необходимых для проведения КО, в том числе, при освоении скважины, проведен анализ базового проекта на строительство скважин для проекта освоения месторождения Северного Каспия.
Проведен анализ предложенной в рамках базового проекта программы заканчивания скважин для перевода их в эксплуатацию, включая проектирование компоновок заканчивания, проверку характеристик НКТ, определение минимальных требований к оборудованию для вызова притока и освоения скважин, подготовку программы освоения, оценку продолжительности освоения и оценку вариантов действий при осложнениях при вызове интенсификации притока, разработку перечня оборудования для заканчивания.
Предлагаемый перечень технологических операций представлен в виде блок-схемы на рис. 2.
Разработана принципиальная схема компоновки оборудования нижнего заканчивания с «закрытым» фильтр-хвостовиком с применением ГНКТ для замещения бурового раствора. Наглядное изображение представлено на рис. 3.
Наглядное изображение фильтров с перфорационными заглушками приведено на рис. 4.
Фильтры в составе хвостовика могут быть заменены на перфорированные трубы с растворимыми заглушками в случае отсутствия рисков пескопроявления. Решение принимается после проведения дополнительных исследований керна на пластические/динамические деформации за счет изменения пластового давления.
Проектные скважины предполагается бурить с использованием бурового раствора на углеводородной основе, учитывая высокопроницаемые характеристики пласта титонского яруса, ожидается высокая степень кольматации фильтратом бурового раствора. С целью восстановления фильтрационных характеристик призабойной зоны скважины (ПЗС) и удаления кольматанта бурового раствора экспертно определен общий объем на одну скважину.
Для оценки объемов кислотного состава выполнены расчеты и подготовлены дизайны на специализированном программном продукте для одной из скважин месторождения. По результатам расчетов отмечается относительно равномерный профиль проникновения для всех кислотных составов для удаления кольматанта бурового раствора. Технологическую схему узлов и агрегатов рекомендуется выполнить в кислотостойком исполнении (емкости, насосы, шланги, задвижки, датчики и т.д.) для возможности закачки неорганических кислот (соляная кислота). Результаты моделирования динамики изменения скин-фактора и профиля проникновения кислотных составов в пласт представлены на рис. 5.
При разработке перечня технологических операций со скважиной при освоении решалась основная задача – получение притока продукции из горизонта и очистка забоя от грязи, песка, бурового раствора и жидкости заканчивания с целью максимального снижения сопротивлений притоку в призабойной зоне пласта. Исходя из поставленных целей и задач, а также характеристик месторождения, технология освоения скважин должна включать в себя следующие этапы: перечень технологических операций со скважиной перед освоением, перечень технологических операций с колтюбинговой установкой на скважине, перечень технологических операций со скважиной при освоении, требования к освоению и гидродинамическим исследованиям в скважинах, вскрывших пласты, содержащие в продукции сернистый водород.
В рамках данной работы разработаны мероприятия по обращению с продуктами реакции (отходами), получаемыми при КО, в том числе, при вывозе на берег. Проведена классификация отходов; определен их ориентировочный объем; оценена необходимость дополнительной нейтрализации; рекомендован оператор по обращению с отходами. Накопление продуктов реакции предусмотрено в той же таре, в которой готовый кислотный состав доставляется на скважину для проведения кислотных обработок. Транспортирование продуктов реакции на берег предусмотрено организацией, оказывающей транспортные услуги.
В рамках данной работы разработана принципиальная технологическая схема комплекса оборудования для проведения КО на месторождении Северного Каспия. Наглядное изображение разработанной принципиальной технологической схемы процесса КО представлено на рис. 6.
Одной из задач данной работы являлась проработка перечня оборудования, выбранного компаниями-производителями для проведения КО на месторождении Северного Каспия.

С рядом сервисных компаний, в качестве предполагаемых исполнителей работ на скважинах, определен перечень необходимого оборудования для КО на скважинах месторождении Северного Каспия. Рассмотрено три варианта компоновочных решений с использованием оборудования компании каждого из претендентов. Оборудование размещалось в соответствии с его климатическим исполнением и категорией изделия (ГОСТ 1550-69), а для электротехнического оборудования дополнительно с учетом требований «Правил устройства электроустановок» (ПУЭ) глава 7.3. Размещение механизмов и оборудования также должно соответствовать требованиям раздела VII п.2.3, а размещение электрического оборудования - требованиям раздела Х п.2.7 «Правил классификации, постройки и оборудования плавучей буровой установки (ПБУ)/морской стационарной платформы (МСП)».
В рамках данной работы определен перечень интерфейсных связей между комплексом оборудования для проведения КО и оборудованием/системами УТП, месторождения Северного Каспия и самоподъемной буровой установки (СПБУ), расположение источников и потребителей, а также основные параметры и способы передачи.
3. Проработка вариантов оптимизации материального исполнения внутрискважинного оборудования (хвостовик, нижнее заканчивание, насосно-компрессорных труб (НКТ), верхнее заканчивание, фонтанной арматуры (ФА) для пласта титонского яруса на месторождении Северного Каспия, учитывая периодичность проведения текущего и капитального ремонта скважин (ТКРС).
Следующим крупным этапом данной работы стал анализ доступности материалов для исполнения внутрискважинного оборудования, который включал сбор исходных данных по вариантам исполнения внутрискважинного оборудования, обзор рынка и направление официальных запросов в компании-производители, проведение технических совещаний, проведение оценки стоимости.
Согласно условиям базового проекта, исходя из парциальных давлений коррозионно активных газов (H2S и CO2) для пласта титонского яруса, минимально приемлемое материальное исполнение оборудования нижнего заканчивания – сплав Super 13 Cr. Материал обсадной трубы эксплуатационной колонны в интервале перекрытия хвостовиком (подпакерное пространство), непосредственно контактирующее с пластовым флюидом, должен быть идентичен материалу обсадной трубы хвостовика. В соответствии с ФНИП ПБНГП интервал перекрытия должен составлять не менее чем 250 м для газовых скважин. Таким образом, 250 м (минимальное значение) обсадных труб эксплуатационной колонны от башмака до интервала установки пакера подвески хвостовика должны быть изготовлены из коррозионностойкого сплава не ниже (для пласта титонского яруса) – Super 13 Cr.
Анализ рынка отечественных производителей проводился среди производителей металла, внутрискважинного оборудования (НКТ, верхнее, нижнее заканчивание), устьевого оборудования. В части производителей металлов среди 7 (семи) рассмотренных технико-коммерческих предложений (ТКП) определены 4 (четыре) компании, имеющие подходящие сплавы для изготовления внутрискважинного оборудования нижнего заканчивания скважин (противопесчаные фильтры, подвески хвостовика, переводники, муфты ГРП и пр.) с возможностью применения в агрессивных средах с присутствием H2S и СО2 и высокой пластовой температуре.
В лаборатории отдела защиты от коррозии филиала ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми проведена работа по тестированию и подбору материалов исполнения внутрискважинного оборудования, стойких в условиях добычи скважинной продукции и в условиях закачки кислотных составов для интенсификации работы скважин месторождения Северного Каспия и включала сравнение с материалами базового проекта. Всего в филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми поступило 8 образцов материалов, согласно перечню, указанному в табл. 1. Материал базового проекта Super 13 Cr импортного производства для проведения испытаний получить не удалось.
Испытания проводили в модели попутной воды месторождения Северного Каспия и модели влажного газа, находящегося в равновесии с водной фазой при следующих условиях:
– парциальное давление газов: СО2 0,36 МПа, H2S – 0,64 кПа; N2 остальное;
– общее давление: 3,0 МПа;
– температура: + 130°С.
Анализ полученных данных показал, что коррозионная стойкость материалов ТМК-С и SINOXX 4542 в условиях добычи скважинной продукции соответствует категории «весьма стойкие» в соответствии с классификацией с ГОСТ Р 58284-2018 «Нефтяная и газовая промышленность. Морские промысловые объекты и трубопроводы. Общие требования к защите от коррозии». Остальные материалы относятся к категориям «пониженной стойкости», «малостойкие» и «нестойкие». Материалы ТМКС и SINOXX 4542 рекомендуются к применению в условиях добычи скважинной продукции.
Подбор материалов исполнения внутрискважинного оборудования стойких в условиях закачки кислотных составов выполнялся для следующих кислотных составов согласно перечню, табл. 2.
Кислотный состав № 2 (HCl 4 %, хелатирующий агент 50 %) – не предоставлен к испытаниям, поэтому для проведения лабораторных тестирований использован аналогичный ему химический реагент (аналог состава № 2). Результаты оценки коррозионной стойкости материалов в средах кислотных составов в скважинных условиях приведены в табл. 3.
Анализ полученных данных показал, что коррозионная стойкость материалов 15Х13Н2, ТМК-С и SINOXX 4542 в среде кислотного состава № 1; ТМК-С в среде «стандартного» кислотного состава, 32Г1А, 30Х13, 15Х13Н2, ТМК-С и SINOXX 4542 в среде кислотного состава «аналог состава № 2» в скважинных условиях соответствует нормативу Методического руководства «Лабораторные испытания кислотных составов»: «не более 17 мм/год (15 г/м2ч)», скорость коррозии остальных материалов значительно выше.

ОБСУЖДЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ РАБОТЫ
Для анализа результатов лабораторных исследований и технологических решений по проведению кислотной обработки для экспертной оценки проектных решений по разработке месторождения Северного Каспия и оценке рисков были использованы результаты настоящей работы.
Одним из факторов неопределенности является значение скин-эффекта, обусловленное потерями давления на систему заканчивания и загрязнение призабойной зоны пласта титонского яруса в процессе бурения. Для условий газонасыщенной залежи пласта титонского яруса месторождения Северного Каспия отсутствуют прямые аналоги эксплуатационных газовых скважин, на основании которых возможно оценить данное явление, поэтому были использованы данные по поисково-оценочным скважинам рядом расположенного месторождения и литературным источникам.
Среднее значение увеличения коэффициента продуктивности по газу возрастает в 4,5 раза для поисково-оценочных скважин по данным испытаний до и после СКО в одном интервале перфораций.
Для оценки вариативности продуктивности проектных горизонтальных скважин месторождения Северного Каспия в связи с принципиальными отличиями конструкций проектных скважин от поисково-оценочных и недостаточной выборкой фактических данных, были привлечены данные работы C.D. Wehunt, 2003 [3] по 249 исследованиям горизонтальных скважин (без ГРП и СКО) различных месторождений. Кумулятивная кривая распределения значений скин-фактора и предложенная аппроксимация логнормальным распределением представлена на рис. 7.
Результирующие оценки скин-факторов по вероятностям представлены в табл. 4 и соответствуют оценкам по разведочным скважинам. Так, минимальное значение на уровне 0 может соответствовать восстановлению призабойной зоны, как вследствие самопроизвольного выноса фильтрата бурового раствора, так и за счет стимулирующих обработок. Средняя оценка на уровне 13,2 выше, чем по поисково-оценочным скважинам, что соответствует учету протяженного горизонтального ствола и увеличенной по сравнению с вертикальными скважинами зоной, загрязненной ПЗП. Верхняя оценка на уровне 55 соответствует пессимистическому сценарию.
Согласно полученным данным, в результате закачки фильтрата бурового раствора проницаемость по газу снизилась для 3-х образцов из 6-ти (коэффициент восстановления проницаемости составляет 54-75 %), для других 3-х образцов проницаемость не изменилась, либо возросла (коэффициент восстановления проницаемости в диапазоне 100-145 %). Наибольшее кольматирующее действие проявляет жидкость замещения: последовательная закачка фильтрата бурового раствора и жидкости заканчивания в пустотное пространство газонасыщенных образцов керна с остаточной водонасыщенностью привела к ухудшению фильтрационных свойств: коэффициент восстановления проницаемости в диапазоне 4-46 %.
Все кислотные составы способствуют очистке порового пространства от технологических жидкостей: после кислотной обработки коэффициент восстановления проницаемости по газу (относительно проницаемости по газу после закачки технологических жидкостей) составляет 1180,0-20717,1 % для стандартного состава, 102,8-373,5% – для состава № 1 и 161,9-266,7 % – для состава № 2.
Обработка образцов керна «стандартным» кислотным составом на основе соляной кислоты приводит к наибольшему образованию каверн, разъеданию торца и боковой поверхности, расширению крупных пор, не воздействуя на мелкие поры. Кислотные составы № 1 и № 2 оказывают эффективное воздействие на тонкие каналы с радиусом пор менее 2,6 мкм, в том числе, на неэффективные поры, не участвующие в процессе фильтрации.
По результатам лабораторных исследований для восстановления продуктивности скважин месторождения Северного Каспия рекомендованы составы на органической основе.
Согласно результатам, для выполнения работ кислотной обработки на проектной скважине месторождения Северного Каспия, включая подготовительные работы, работы на проведения КО и заключительные работы потребуется около 48,63 ч. Это практически не приводит к потерям в текущей добыче.
Расчеты на гидродинамической модели показали слабое влияние скин-фактора на накопленную добычу газа и конденсата (менее 2 %), что связано с высокой проницаемостью пласта титонского яруса. Однако, при не подтверждении высокой проницаемости и ее анизотропии скин-фактор может оказать большее влияние на накопленную добычу в случае реализации работы скважин в режиме ограничения по предельной депрессии 2 МПа.
Таким образом, предложенные решения по кислотной обработке обеспечат проектный уровень добычи газа по проектируемому и планируемому к разработке месторождения Северного Каспия [4–5].
Решение о проведении кислотной обработки необходимо принять по результатам геолого-геофизических исследований и освоения скважины после ее строительства, а также технико-экономической оценки эффекта с учетом геолого-промысловых данных по скважине.

ВЫВОДЫ
Проработка решений по проведению кислотных обработок, показала следующие результаты:
1. Для восстановления продуктивности скважин месторождения Северного Каспия рекомендованы кислотные составы на органической основе.
2. Для достижения необходимого эффекта от кислотной обработки необходимо поинтервальное воздействие на пласт с применением ГНКТ.
3. По результатам исследования коррозионной активности пластовых флюидов и кислотных составов в качестве альтернативы материалу ВСО базового проекта принять ТМК-С и SINOXX 4542.
4. Для проведения кислотной обработки изменение технических решение по верхнему строению УТП месторождения Северного Каспия не требуется.
5. При сценарных геологических условиях предложенные решения обеспечат проектный уровень добычи газа при освоении месторождения Северного Каспия.
6. Решение о сроках проведения кислотной обработки принять по результатам геолого-геофизических исследований и освоения скважины после ее строительства.

Литература

1. Жизненный цикл реализации морских проектов ПАО «ЛУКОЙЛ» на примере многолетнего опыта строительства и эксплуатации объектов нефтегазодобычи на Северном Каспии / В.Ю. Алекперов, Р.У. Маганов, Н.Н. Ляшко [и др.] // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2018. – № 1. – С. 24–32.
2. Гавура А.В., Шафиков Р.Р., Разуменко В.Е. Особенности разработки морских месторождений ПАО «ЛУКОЙЛ» // Нефть. Газ. Новации. – 2020. – № 10. – С. 77.
3. C.D. WEHUNT, N.E. BURKE, S.G. NOONAN, T.R. BARD «TECHNICAL CHALLENGES FOR OFFSHORE HEAVY OIL FIELD DEVELOPMENTS», 2003.
4. Итоговый отчет «Проведение лабораторных исследований по выбору техники и технологии закачки кислотных составов для интенсификации работы скважин месторождения Северного Каспия». – 2022. – 293 с.
5. Заключительный отчет о выполнении работ по теме: «Разработка базового проекта на строительство скважин для проекта освоения месторождения Северного Каспия».
– 2019. – 700 с.

References

1. Life cycle of implementation of offshore projects of LUKOIL PJSC based on the example of many years of experience in the construction and operation of oil and gas production facilities in the Northern Caspian Sea / V.Yu. Alekperov, R.U. Maganov, N.N. Lyashko [etc.] //Construction of oil and gas wells on land and at sea. – 2018. – No. 1. – Pp. 24–32.
2. Gavura A.V., Shafikov R.R., Razumenko V.E. Features of the development of offshore fields of LUKOIL PJSC // Oil. Gas. Innovations. – 2020. – No. 10. – Pp. 77.
3. C.D. WEHUNT, N.E. BURKE, S. G. NOONAN, T.R. BARD TECHNICAL CHALLENGES FOR OFFSHORE HEAVY OIL FIELD DEVELOPMENTS. 2003.
4. Final report Conducting laboratory research on the selection of equipment and technology for injection of acid compositions to intensify the work of wells in the Northern Caspian field. – 2022. – P. 293.
5. Final report on the implementation of work on the topic: Development of a basic project for the construction of wells for the project for the development of the North Caspian field. – 2019. – P. 700.

Комментарии посетителей сайта

    Функция комментирования доступна только для зарегистрированных пользователей

    Авторизация


    регистрация

    Манаков С.В.

    Манаков С.В.

    старший менеджер

    1ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» г. Москва, 109028, РФ

    Бахарев А.А.

    Бахарев А.А.

    менеджер

    2ПАО «ЛУКОЙЛ» г. Москва, 101000, РФ

    Гарипов Т.Р.

    Гарипов Т.Р.

    главный специалист

    1ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» г. Москва, 109028, РФ

    Маврин А.М.

    Маврин А.М.

    главный специалист

    1ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» г. Москва, 109028, РФ

    Меркурьева А.Г.

    Меркурьева А.Г.

    главный специалист отдела технологий бурения и заканчивания скважин

    ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг»

    Быкадоров А.В.

    Быкадоров А.В.

    ведущий инженер

    1ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» г. Москва, 109028, РФ

    Санников И.Н.

    Санников И.Н.

    к.ф.-м.н., начальник отдела экспертизы и методического обеспечения моделирования разработки

    1ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» г. Москва, 109028, РФ

    Литвинцева Е.В.

    Литвинцева Е.В.

    инженер 1 категории

    1ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» г. Москва, 109028, РФ

    Чурсин А.А.

    Чурсин А.А.

    старший менеджер Управления проектных работ и ТЭО месторождений на суше

    1ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» г. Москва, 109028, РФ

    Самойленко А.Ю.

    Самойленко А.Ю.

    к.т.н., заместитель начальника Центра

    3Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми г. Пермь, 614015, РФ

    Соснин Е.А.

    к.х.н., ведущий инженер отдела защиты от коррозии

    3Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми г. Пермь, 614015, РФ

    Кичигина Н.А.

    Кичигина Н.А.

    к.х.н., ведущий научный сотрудник

    3Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Перми г. Пермь, 614015, РФ

    Новикова В.В.

    Новикова В.В.

    начальник отдела мониторинга и проектирования экологической безопасности по Поволжскому региону (г. Волгоград)

    Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Волгоград г. Волгоград, 400078, РФ

    Снегов О.С.

    Снегов О.С.

    ведущий инженер

    Филиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПермНИПИнефть» в г. Волгоград г. Волгоград, 400078, РФ

    Просмотров статьи: 520

    Рейтинг@Mail.ru

    admin@burneft.ru