Методы эксплуатации скважин для использования пластовых газонасыщенных вод в технологиях водогазового воздействия

Дроздов, А.Н.; Горелкина, Е.И.

doi:10.15593/2712-8008/2026.2.9

Методы эксплуатации скважин для использования пластовых газонасыщенных вод в технологиях водогазового воздействия

А.Н. Дроздов, Е.И. Горелкина

Сведения об авторах

А.Н. Дроздов
Российский университет дружбы народов имени Патриса Лумумбы, Москва, Российская Федерация; Российский государственный университет нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, Москва, Российская Федерация; Российский государственный геологоразведочный университет имени Серго Орджоникидзе, Москва, Российская Федерация
Е.И. Горелкина
Российский университет дружбы народов имени Патриса Лумумбы, Москва, Российская Федерация; Российский государственный геологоразведочный университет имени Серго Орджоникидзе, Москва, Российская Федерация

https://doi.org/10.15593/2712-8008/2026.2.9

Для применения на Ромашкинском месторождении предложена комплексная технология водогазового воздействия (ВГВ) с отбором попутного нефтяного газа (ПНГ) из затрубных пространств добывающих насосных скважин. Разработанная насосно-эжекторная система (НЭС) с дожимным насосом для осуществления ВГВ установлена на одном из кустов скважин месторождения. В ранее проведенных исследованиях выявлена проблема выпадения газовых гидратов при термодинамических условиях закачки пресной воды с жирным попутным газом девонской нефти Ромашкинского месторождения и показано, что для предотвращения гидратообразования при ВГВ целесообразно использовать соленую высокоминерализованную пластовую воду. Целью данной работы является изучение различных методов эксплуатации скважин для отбора пластовой высокоминерализованной воды и внедрение одного из них при водогазовом воздействии на промысле. Для промышленной эксплуатации рассмотрены различные варианты отбора пластовой высокоминерализованной газонасыщенной воды в целях водогазового воздействия из добывающей скважины куста. При насосной эксплуатации скважин происходит гравитационная внутрискважинная сепарация нефти и воды на приеме насосов. Она может быть осложняющим фактором при насосной добыче, но есть технические решения, обеспечивающие процесс разделения нефти и воды при устранении опасности возникновения этого осложнения. Эффект внутрискважинной сепарации можно использовать для отделения и последующего отбора газонасыщенной воды в целях водогазового воздействия. Однако известные технологии внутрискважинной гравитационной сепарации нефти и воды не получили широкого распространения. Среди причин этого – недостаточная эффективность гравитационного разделения, а также сложности в компоновке оборудования и в реализации процесса. Более эффективной по сравнению с гравитационной может стать технология внутрискважинной центробежной сепарации нефти и воды. Внедрение установки одновременно-раздельной эксплуатации с ЭЦН и ШГН в одной из скважин куста позволило организовать постоянную подачу солёной высокоминерализованной пластовой воды в насосно-эжекторную систему для водогазового воздействия на пласт. Выпадения гидратов при такой технологии реализации ВГВ нет, НЭС устойчиво работает при закачке водогазовой смеси в нагнетательную скважину в круглосуточном режиме эксплуатации. Достигнут прирост добычи жидкости из добывающих насосных скважин за счет снижения давления в затрубном пространстве. В процессе проведения ВГВ выявлена нестационарность процесса эксплуатации силового ЭЦН при откачке пластовой воды с газом, связанная с периодическими прорывами свободного газа. Поскольку насос содержит большое количество ступеней, эти кратковременные прорывы газа не приводят к прекращению эксплуатации скважины. Насосно-эжекторная система работает устойчиво, что свидетельствует об эффективном подавлении коалесценции газовых пузырьков в соленой высокоминерализованной воде, способствующем успешной эксплуатации эжектора и дожимного многоступенчатого центробежного насоса. Еще одно преимущество реализуемой технологии ВГВ заключается в том, что вместе с водой и затрубным ПНГ в нагнетательную скважину закачивается также и углеводородный газ, находящийся в пластовой высокоминерализованной воде.

Ключевые слова

водогазовое воздействиенасосно-эжекторная системаводогазовая смесьсоленая высокоминерализованная газонасыщенная водапредотвращение гидратообразованияповышение нефтеотдачииспользование затрубного газавнутрискважинная сепарация

Methods of Well Operation for the Use of Formation Gas-Saturated Waters in Water-Gas Stimulation Technologies

A comprehensive water alternating gas (WAG) technology for recovery of associated petroleum gas (APG) from the annulus of production pumping wells has been proposed for use at the Romashkinskoye field. The developed pump-ejector system (PES) with a booster pump for WAG has been installed at one of the field's well pads. Previous studies have identified the problem of gas hydrate formation under the thermodynamic conditions of freshwater injection with rich associated gas from Devonian oil at the Romashkinskoye field. It has been shown that using saline, highly mineralized formation water is advisable to prevent hydrate formation during WAG. The objective of this study is to study various well operation methods for recovery of highly mineralized formation water and to implement one of them in WAG technology at the field. For industrial operation, various options for the selection of highly mineralized gas-saturated formation water for the purpose of water-gas stimulation from the production well of the well cluster were considered. During pumping operations, gravity-based downhole separation of oil and water occurs at the pump intake. This can complicate pumping operations, but technical solutions exist that ensure the oil-water separation process while eliminating the risk of this complication. Downhole separation can be used to separate and subsequently recover gas-saturated water for water-gas stimulation. However, existing downhole gravity-based oil-water separation technologies have not gained widespread acceptance. The reasons for this include the insufficient efficiency of gravity separation, as well as difficulties in equipment layout and process implementation. Downhole centrifugal oil-water separation technology may prove more effective than gravity-based separation. The implementation of a dual-flow system with an electric centrifugal pump and sucker rod pump in one of the wells in the cluster enabled a continuous supply of highly mineralized saline formation water to the pump-ejector system for water-gas stimulation. This WAG technology eliminates hydrate formation, and the pump-ejector system operates reliably while pumping a water-gas mixture into the injection well in 24/7 operation. Increased fluid production from the production pumping wells was achieved by reducing annular pressure. During the WAG test, unsteadiness in the operation of the power electric centrifugal pump during gas-filled formation water pumping was detected, caused by periodic gas breakthroughs. Since the pump contains a large number of stages, these short-term gas breakthroughs do not lead to the cessation of well production. The pump-ejector system operates reliably, which indicates effective suppression of coalescence of gas bubbles in highly mineralized salt water, contributing to the successful operation of the ejector and booster multistage centrifugal pump. Another advantage of the implemented WAG technology is that, together with water and annular associated gas, hydrocarbon gas contained in the highly mineralized formation water is also injected into the injection well.

Keywords

water alternating gaspump-ejector systemwater-gas mixturesaline highly mineralized gas-saturated waterprevention of hydrate formationenhanced oil recoveryuse of annular gasdownhole separation

Литература

1.Системный подход к ранжированию потенциальных объектов для применения газовых методов увеличения нефтеотдачи // Д.Г. Афонин, С.А. Левагин, Н.А. Морозовский, А.А. Ручкин, К.В. Торопов, К.М. Федоров // Нефтяное хозяйство. – 2021. – № 10. – С. 69–75. DOI: 10.24887/0028-2448-2021-10-69-75 Scholar
2.SWAG Injectivity Behavior Based on Siri Field Data / L.I. Berge, J.A. Stensen, B. Crapez [et al.] // SPE/DOE Improved Oil Recovery Symposium, Tulsa, Oklahoma, 13–17 April 2002. DOI: 10.2118/75126-MS Scholar
3.Novel Approach for Evaluation of Simultaneous Water and Gas Injection Pilot Project in a Western Offshore Field, India / G. Agrawal, V. Verma, S. Gupta, R. Singh, A. Pandey, A. Kumar, H.K. Chadha, A.K. Agarwal, S. Chaudhary, R. Saxena // SPE Oil & Gas India Conference and Exhibition. 24–26 November 2015, Mumbai, India. Society of Petroleum Engineers. – 2015. SPE-178122-MS. DOI:10.2118/178122-MS Scholar
4.Experimental Research of Simultaneous Water and Gas Injection Technology into Injection Wells using Mixing Devices / E. Sergeev, P. Vinogradov, U. Abutalipov [et al.] // SPE Russian Petroleum Technology Conference, 16–18 May, 2017, Moscow, Russia. – 2017. – SPE-187734-MS. DOI: 10.2118/187734-MS Scholar
5.Петраков, А.М. Системно-методические аспекты физического моделирования газового и водогазового воздействия на нефтяной пласт / А.М. Петраков, Ю.А. Егоров, Т.Л. Ненартович // Нефтяное хозяйство. – 2018. – № 9. – С. 68–74. DOI: 10.24887/0028-2448-2018-9-68-72 Scholar
6.Учет неоднородности продуктивных отложений при построении геологических моделей с целью повышения эффективности водогазового воздействия / П.Н. Страхов, А.А. Белова, А.А. Маркелова [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2021. – № 2. – С. 46–49. DOI: 10.24887/0028-2448-2021-2-46-49 Scholar
7.Experimental Research of Simultaneous Water and Gas Injection Technology into Injection Wells using Mixing Devices / E. Sergeev, P. Vinogradov, U. Abutalipov [et al.] // SPE Russian Petroleum Technology Conference, 16–18 May, 2017, Moscow, Russia. – 2017. – SPE-187734-MS. DOI: 10.2118/187734-MS Scholar
8.Oil recovery by in-situ gas generation: Volume and pressure measurements / S.I. Bakhtiyarov, G.M. Panakhov, A.Kh. Shakhverdiyev, E.M. Abbasov // Proceedings of ASME Fluids Engineering Division Summer Meeting 2006, FEDSM2006. – 2006. – 1 SYPMOSIA. – P. 1487–1492. DOI: 10.1115/FEDSM2006-98359 Scholar
9.Эффективность применения водогазовых смесей для повышения нефтеотдачи и перераспределения фильтрационных потоков / Г.П. Хижняк, А.М. Амиров, Е.А. Гладких, А.П. Кишмирян, М.А. Потаскуев // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Геология. Нефтегазовое и горное дело. – 2016. – Т. 15, № 18. – С. 42–52. DOI: 10.15593/2224-9923/2016.18.5 Scholar
10.Дроздов, А.Н. Разработка насосно-эжекторной системы для реализации водогазового воздействия на пласт с использованием попутного нефтяного газа из затрубных пространств добывающих скважин / А.Н. Дроздов, Е.И. Горелкина // Записки Горного института. – 2022. – Т. 254. – С. 191–201. DOI: 10.31897/PMI.2022.34 Scholar
11.Study of Suppression of Gas Bubbles Coalescence in the Liquid for Use in Technologies of Oil Production and Associated Gas Utilization / A.N. Drozdov, N.A. Drozdov, N.F. Bunkin, V.A. Kozlov // SPE Russian Petroleum Technology Conference 2017. 16–18 October 2017, Moscow, Russia. Society of Petroleum Engineers. – 2017. SPE-187741-MS. DOI: 10.2118/187741-MS Scholar
12.Ирани, М.М. Изучение современных вариантов использования комбинаций газового и традиционного заводнения (водогазовое воздействие и его альтернатива) / М.М. Ирани, В.П.Телков // SOCAR Proceedings Special. – 2021. – No. 2. – Р. 248–256. DOI: 10.5510/OGP2021SI200606 Scholar
13.Karpov, V.B. Gas Utilizing Methods – A New Technology of Oil Recovery Factor Improvement / V.B. Karpov, V.I. Kokorev // SPE 117373. SPE Russian Oil & Gas Technical Conference and Exhibition held in Moscow, Russia, 28–30 October 2008. DOI: 10.2118/117373-MS Scholar
14.Подготовка к внедрению водогазового воздействия на опытном участке ПАО «ТАТНЕФТЬ» / Н.А. Князева, А.Н. Береговой, М.Р. Хисаметдинов, В.Н. Калинников, А.Н. Дроздов, Е.И. Горелкина // SOCAR Proceedings Special. – 2022. – № S2. – Р. 19–27. DOI: 10.5510/OGP2022SI200737 Scholar
15.Леушин, Н.В. Определение оптимального соотношения закачки флюидов при водогазовом воздействии / Н.В. Леушин, А.П. Шевелев, А.Я. Гильманов // Недропользование. – 2025. – Т. 25, № 1. – С. 47–51. DOI: 10.15593/2712-8008/2025.1.6 Scholar
16.Перспективы применения водогазового воздействия с использованием CO2 на карбонатном коллекторе нефтегазоконденсатного месторождения Восточной Сибири / О.В. Савенок, Я.М. Курбанов, А.Е. Верисокин [и др.] // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2023. – № 11(371). – С. 34–41. DOI: 10.33285/0130-38722023-11(371)-34-41 Scholar
17.Andreeva, A. Monte Carlo Simulation of the CO2 Flooding Efficiency at a Core Scale for Different Oil Compositions / A. Andreeva, A. Afanasyev // Energies. – 2024. – Vol. 17(10). – P. 2259. DOI: 10.3390/en17102259 Scholar
18.Лабораторные исследования применения попутного нефтяного газа с высоким содержанием CO2 для закачки на Толумском месторождении / Р.Р. Мардамшин, А.В. Стенькин, С.А. Калинин, О.А. Морозюк, С.А. Калинин, А.С. Скворцов, Г.А. Усачев, Д.А. Метт // Недропользование. – 2021. – Т. 21, № 4. – С. 163–170. DOI: 10.15593/2712-8008/2021.4.3 Scholar
19.Compositional modeling with formation damage to investigate the effects of CO2–CH4 water alternating gas (WAG) on performance of coupled enhanced oil recovery and geological carbon storage / J. Cho, B. Min, S. Kwon, G. Park, K.S. Lee // Journal of Petroleum Science and Engineering. – 2021. – No. 205. – P. 108795. DOI: 10.1016/j.petrol.2021.108795 Scholar
20.Горбылева, Я.А. Применение технологии водогазового воздействия для утилизации выхлопных газов и снижения выбросов CO2 / Я.А. Горбылева, Х. Тчаро // SOCAR Proceedings. – 2022. – № S2. – С. 28–36. Scholar
21.Обзор современных тенденций снижения парниковых газов и возможных стратегий их применения в нефтегазовой отрасли / П.Л. Павлова, К.А. Башмур, П.М. Кондрашов, В.В. Бухтояров, О.А. Коленчуков, Р.Б. Сергиенко, А.А. Латынцев // SOCAR Proceedings. – 2023. – No. 2. – Р. 147–159. DOI: 10.5510/OGP20230200857 Scholar
22.Горбылева, Я.А. О технологиях закачки выхлопных (дымовых) газов для извлечения нефти / Я.А. Горбылева // Вестник Евразийской науки. – 2021. – Т. 13, № 4. – С. 1–11. Scholar
23.Опыт исследования и применения закачки дымовых газов для повышения нефтеотдачи / Ч.А. Гарифуллина, Т.Ф. Халиуллин, И.М. Индрупский [и др.] // Георесурсы. – 2022. – Т. 24. – № 3. – С. 149–163. DOI: 10.18599/grs.2022.3.13 Scholar
24.Валеев, А.С. Оценка эффективности водогазового воздействия при использовании газа различного состава / А.С. Валеев, Ю.А. Котенёв, А.П. Шевелёв, И.О. Дмитриев, Ш.Х. Султанов, М.А. Токарев // Socar Proceedings – № 2. – 2018. – С. 58–64. DOI: 10.5510/OGP20180200351 Scholar
25.Drozdov, A.N. Laboratory Researches of the Heavy Oil Displacement from the Russkoye Field’s Core Models at the SWAG Injection and Development of Technological Schemes of Pump-Ejecting Systems for the Water-Gas Mixtures Delivering / A.N. Drozdov, N.A. Drozdov // Paper presented at the SPE Heavy Oil Conference Canada. – Calgary, Alberta, Canada, June 2012. SPE-157819-MS DOI: 10.2118/157819-MS Scholar
26.Peeran, S. Innovative, Cost Effective and Simpler Technology to Recover Flare Gas / S. Peeran, N. Beg // SPE Middle East Oil & Gas Show and Conference. 8–11 March 2015, Manama, Bahrain. Society of Petroleum Engineers. – 2015. SPE-172745-MS. DOI:10.2118/172745-MS Scholar
27.Ainge, P. Ejector Technology for Flare Gas Recovery as an Alternative to Rotating Equipment / P. Ainge // Abu Dhabi International Petroleum Exhibition & Conference. 11–14 November 2019, Abu Dhabi, UAE. Society of Petroleum Engineers. – 2019. SPE-197909-MS. DOI:10.2118/197909-MS Scholar
28.Liquid–Gas Jet Pump: A Review / H. Zhang, D. Zou, X. Yang [et al.] // Energies. – 2022. – Vol. 15. – P. 6978. DOI: 10.3390/en15196978 Scholar
29.Дроздов, А.Н. О возможности применения водогазового воздействия с использованием дымовых и факельных газов для повышения нефтеотдачи на Речицком месторождении / А.Н. Дроздов, Е.И. Горелкина // Нефтяное хозяйство. – 2025. – № 11. – С. 102–107. DOI: 10.24887/0028-2448-2025-11-102-107 Scholar
30.Технология проведения водогазового воздействия с помощью насосно-эжекторной системы при использовании затрубного газа механизированных скважин / А.Н. Дроздов, К.И. Чернышов, А.М. Галимов, Е.И. Горелкина // Нефтяное хозяйство. – 2026. – № 1. – С. 60–63. DOI: 10.24887/0028-2448-2026-1-60-63 Scholar
31.Drozdov, A.N. Stand investigations of ESP's and gas separator's characteristics on gas-liquid mixtures with different values of free-gas volume, intake pressure, foaminess and viscosity of liquid / A.N. Drozdov // Proceedings – SPE Annual Technical Conference and Exhibition. – 2010. – Vol. 3. – P. 1816–1827. DOI: 10.2118/134198-MS Scholar
32.Investigation of SWAG Injection and Prospects of Its Implementation with the Usage of Pump-Ejecting Systems at Existing Oil-Field Infrastructure / A.N. Drozdov, N.A. Drozdov, E.A. Malyavko [et al.] // SPE 160687, Proceedings – SPE Russian Oil and Gas Technical Conference and Exhibition 2012 held in Moscow, Russia, 16–18 October 2012. DOI: 10.2118/160687-MS Scholar
33.Drozdov A.N. Prospects of Development of Jet Pump’s Well Operation Technology in Russia / A.N. Drozdov, N.A. Drozdov // SPE Russian Petroleum Technology Conference 2015. 26–28 October 2015, Moscow, Russia. Society of Petroleum Engineers. – 2015. SPE-176676-MS. DOI: 10.2118/176676-MS Scholar
34.Дроздов, А.Н. Параметры эксплуатации насосно-эжекторной системы при водогазовом воздействии на Самодуровском месторождении / А.Н. Дроздов, Е.И. Горел кина // SOCAR Proceedings. – 2022. – No. S2. – Р. 9–18. DOI: 10.5510/OGP2022SI200734 Scholar
35.Использование насосно-эжекторной системы для закачки в пласт водогазовых смесей с пресной и высокоминерализованной пластовой водой / А.Н. Дроздов, К.И. Чернышов, В.Н. Калинников, А.Р. Закиев, А.М. Галимов, Е.И. Горелкина // Нефтяное хозяйство. – 2025. – № 2. – С. 54–57. DOI: 10.24887/0028-2448-2025-2-54-57 Scholar
36.Анализ динамики давления и температуры на забое нагнетательной скважины при закачке воды и водогазовой смеси / В.Н. Калинников, А.Н. Дроздов, К.И. Чернышов, А.М. Галимов, Е.И. Горелкина // Нефтяное хозяйство. – 2025. – № 10. – С. 60–64. DOI: 10.24887/0028-2448-2025-10-60-64 Scholar
37.Craig, V.S.J. Effect of electrolytes on bubble coalescence / V.S.J. Craig, B.W. Ninham, R.M. Pashiey // Letters to Nature. – 1993. – Vol. 364. – P. 317–319. DOI: 10.1038/364317a0 Scholar
38.Craig, V.S.J. Bubble coalescence and specific-ion effects / V.S.J. Craig // Current Opinion in Colloid & Interface Science. – 2004. – Vol. 9, № 1. – P. 178–184. DOI: 10.1016/j.cocis.2004.06.002 Scholar
39.Firouzi, M. A quantitative review of the transition salt concentration for inhibiting bubble coalescence / M. Firouzi, T. Howes, A.V. Nguyen // Advances in Colloid and Interface Science. – 2015. – Vol. 222. – P. 305–318. DOI: 10.1016/j.cis.2014.07.005 Scholar
40.Suppression of the Coalescence of Gas Bubbles in Aqueous Electrolyte Solutions: Dependence on the External Pressure and Velocity of Gas Flow through a Column with Liquid / N.F. Bunkin, A.N. Drozdov, N.A. Drozdov [et al.] // Physics of Wave Phenomena. Allerton Press, Inc. – 2017. – Vol. 25, № 3. – P. 219–224. DOI: 10.3103/S1541308X17030098 Scholar
41.Хаминов, Н.И. Интенсификация выработки и повышение нефтеотдачи глинистых коллекторов (на примере продуктивных отложений Ромашкинского месторождения): дис. … канд. техн. наук / Н.И. Хаминов. – Азнакаево, 2000. – 125 с. Scholar
42.Дроздов, А.Н. Исследование характеристик эжектора для совершенствования технологии откачки газа из затрубного пространства при эксплуатации скважин электроцентробежными насосами / А.Н. Дроздов, Н.А. Дроздов // Нефтяное хозяйство. – 2020. – № 2. – С. 54–57. DOI: 10.24887/0028-2448-2020-2-54-57 Scholar
43.Макеев, А.А. Оптимизация эксплуатации скважин в условиях повышенного солеобразования (на примере пласта триас месторождений Западной Сибири): дис. ... канд. техн. наук / А.А. Макеев. – Тюмень, 2022. – 132 с. Scholar
44.Пат. 2531228. Российская Федерация. Установка для эксплуатации скважины / Рахманов А.Р., Ожерегов Е.В., Ахмадиев Р.Н., Ганиев Б.Г., Даутов Д.Н., Джафаров М.А. Scholar
45.Новые технологии по повышению рентабельности высокообводненных скважин, оборудованных УЭЦН / К.В. Валовский, Г.Ю. Басос, В.М. Валовский, А.Р. Рахманов, Р.Н. Ахмадиев // Георесурсы. – 2012. – № 3 (45). – С. 70–74. Scholar
46.Исследование особенностей процесса разделения водонефтяных эмульсий в центробежном сепараторе с крыльчаткой / А.С. Тимербаев, А.Н. Лищук, Л.В. Тара нова, Е.В. Голубев, О.Ю. Митрошин // Нефтяное хозяйство. – 2014. – № 12. – С. 138–141. Scholar
47.Маркелов, Д.В. Центробежная сепарация газа и твердых частиц в приемных устройствах погружных насосных установок для добычи нефти: дис. ... канд. техн. наук / Д.В. Маркелов. – М., 2007. – 118 с. Scholar
48.Пат. 2339798. Российская Федерация. Насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов в скважине (варианты) / Гарифов К.М., Ибрагимов Н.Г., Фадеев В.Г., Заббаров Р.Г., Валовский В.М., Ахметвалиев Р.Н., Кадыров А.Х., Рахманов И.Н., Глуходед А.В. Scholar
49.Ложкин, М.Г. Метод определения относительных фазовых проницаемостей в лабораторных условиях при последовательной псевдостационарной фильтрации / М.Г. Ложкин // Экспозиция Нефть Газ. – 2015. – № 7. – С. 51–53. Scholar
50.Experimental study on the permeability jail range of tight gas reservoirs through the gas–water relative permeability curve / W. Gong, L. You, J. Xu, Y. Kang, Y. Zhou // Front. Phys. – 2022. – Vol. 10. – P. 923762. DOI: 10.3389/fphy.2022.923762 Scholar

1.Afonin D.G., Levagin S.A., Morozovskii N.A., Ruchkin A.A., Toropov K.V., Fedorov K.M. Sistemnyi podkhod k ranzhirovaniiu potentsial'nykh ob"ektov dlia primeneniia gazovykh metodov uvelicheniia nefteotdachi [System approach to ranking potential objects for applying gas methods of enhanced oil recovery]. Neftianoe khoziaistvo, 2021, no. 10, pp. 69-75. DOI: 10.24887/0028-2448-2021-10-69-75 Scholar
2.Berge L.I., Stensen J.A., Crapez B. et al. SWAG Injectivity Behavior Based on Siri Field Data. SPE/DOE Improved Oil Recovery Symposium, Tulsa, Oklahoma, 13-17 April 2002. DOI: 10.2118/75126-MS Scholar
3.Agrawal G., Verma V., Gupta S., Singh R., Pandey A., Kumar A., Chadha H.K., Agarwal A.K., Chaudhary S., Saxena R. Novel Approach for Evaluation of Simultaneous Water and Gas Injection Pilot Project in a Western Offshore Field, India. SPE Oil & Gas India Conference and Exhibition. 24-26 November 2015, Mumbai, India. Society of Petroleum Engineers, 2015, SPE-178122-MS. DOI: 10.2118/178122-MS Scholar
4.Sergeev E., Vinogradov P., Abutalipov U. et al. Experimental Research of Simultaneous Water and Gas Injection Technology into Injection Wells using Mixing Devices. SPE Russian Petroleum Technology Conference, 16-18 May, 2017, Moscow, Russia, 2017, SPE-187734-MS. DOI: 10.2118/187734-MS Scholar
5.Petrakov A.M., Egorov Iu.A., Nenartovich T.L. Sistemno-metodicheskie aspekty fizicheskogo modelirovaniia gazovogo i vodogazovogo vozdeistviia na neftianoi plast [System and methodical aspects of physical modelling of gas and water-gas stimulation on oil reservoir]. Neftianoe khoziaistvo, 2018, no. 9, pp. 68-74. DOI: 10.24887/0028-2448-2018-9-68-72 Scholar
6.Strakhov P.N., Belova A.A., Markelova A.A. et al. Uchet neodnorodnosti produktivnykh otlozhenii pri postroenii geologicheskikh modelei s tsel'iu povysheniia effektivnosti vodogazovogo vozdeistviia [Accounting for productive deposits heterogeneity in geological modeliling in order to improve an efficiency of water-alternated-gas injection]. Neftianoe khoziaistvo, 2021, no. 2, pp. 46-49. DOI: 10.24887/0028-2448-2021-2-46-49 Scholar
7.Sergeev E., Vinogradov P., Abutalipov U. et al. Experimental Research of Simultaneous Water and Gas Injection Technology into Injection Wells using Mixing Devices. SPE Russian Petroleum Technology Conference, 16-18 May, 2017, Moscow, Russia, 2017, SPE-187734-MS. DOI: 10.2118/187734-MS Scholar
8.Bakhtiyarov S.I., Panakhov G.M., Shakhverdiyev A.Kh., Abbasov E.M. Oil recovery by in-situ gas generation: Volume and pressure measurements. Proceedings of ASME Fluids Engineering Division Summer Meeting 2006, FEDSM2006, 2006, 1 SYPMOSIA, pp. 1487-1492. DOI: 10.1115/FEDSM2006-98359 Scholar
9.Khizhniak G.P., Amirov A.M., Gladkikh E.A., Kishmirian A.P., Potaskuev M.A. Effektivnost' primeneniia vodogazovykh smesei dlia povysheniia nefteotdachi i pereraspredeleniia fil'tratsionnykh potokov [Efficiency of application of water-gas mixtures used to increase oil recovery and rearrange fluid flow]. Vestnik Permskogo natsional'nogo issledovatel'skogo politekhnicheskogo universiteta. Geologiia. Neftegazovoe i gornoe delo, 2016, vol. 15, no. 18, pp. 42-52. DOI: 10.15593/2224-9923/2016.18.5 Scholar
10.Drozdov A.N., Gorelkina E.I. Razrabotka nasosno-ezhektornoi sistemy dlia realizatsii vodogazovogo vozdeistviia na plast s ispol'zovaniem poputnogo neftianogo gaza iz zatrubnykh prostranstv dobyvaiushchikh skvazhin [Development of a pump-ejector system for swag injection into reservoir using associated petroleum gas from the annulus space of production wells]. Zapiski Gornogo instituta, 2022, vol. 254, pp. 191-201. DOI: 10.31897/PMI.2022.34 Scholar
11.Drozdov A.N., Drozdov N.A., Bunkin N.F., Kozlov V.A. Study of Suppression of Gas Bubbles Coalescence in the Liquid for Use in Technologies of Oil Production and Associated Gas Utilization. SPE Russian Petroleum Technology Conference 2017. 16-18 October 2017, Moscow, Russia. Society of Petroleum Engineers, 2017, SPE-187741-MS. DOI: 10.2118/187741-MS Scholar
12.Irani M.M., Telkov V.P. Izuchenie sovremennykh variantov ispol'zovaniia kombinatsii gazovogo i traditsionnogo zavodneniia (vodogazovoe vozdeistvie i ego al'ternativa) [Study of modern options for using combinations of gasflooding and traditional waterflooding (water-gas influence and its alternative)]. SOCAR Proceedings Special, 2021, no. 2, pp. 248-256. DOI: 10.5510/OGP2021SI200606 Scholar
13.Karpov V.B., Kokorev V.I. Gas Utilizing Methods - A New Technology of Oil Recovery Factor Improvement. SPE 117373. SPE Russian Oil & Gas Technical Conference and Exhibition held in Moscow, Russia, 28-30 October 2008. DOI: 10.2118/117373-MS Scholar
14.Kniazeva N.A., Beregovoi A.N., Khisametdinov M.R., Kalinnikov V.N., Drozdov A.N., Gorelkina E.I. Podgotovka k vnedreniiu vodogazovogo vozdeistviia na opytnom uchastke PAO “TATNEFT''” [Preparation for the introduction of SWAG at the fields of PJSC «Tatneft»]. SOCAR Proceedings Special, 2022, no. S2, pp. 19-27. DOI: 10.5510/OGP2022SI200737 Scholar
15.Leushin N.V., Shevelev A.P., Gil'manov A.Ia. Opredelenie optimal'nogo sootnosheniia zakachki fliuidov pri vodogazovom vozdeistvii [Determination of the Optimal Injection Ratio of Fluids in Water-Gas Influence]. Nedropol'zovanie, 2025, vol. 25, no. 1, pp. 47-51. DOI: 10.15593/2712-8008/2025.1.6 Scholar
16.Savenok O.V., Kurbanov Ia.M., Verisokin A.E. et al. Perspektivy primeneniia vodogazovogo vozdeistviia s ispol'zovaniem CO2 na karbonatnom kollektore neftegazokondensatnogo mestorozhdeniia Vostochnoi Sibiri [Prospects for application of water and gas influence using CO₂ on a carbonate reservoir of oil and gas condensate field in the Eastern Siberia]. Stroitel'stvo neftianykh i gazovykh skvazhin na sushe i na more, 2023, no. 11 (371), pp. 34-41. DOI: 10.33285/0130-3872-2023-11(371)-34-41 Scholar
17.Andreeva A., Afanasyev A. Monte Carlo Simulation of the CO2 Flooding Efficiency at a Core Scale for Different Oil Compositions. Energies, 2024, vol. 17 (10), 2259 p. DOI: 10.3390/en17102259 Scholar
18.Mardamshin R.R., Sten'kin A.V., Kalinin S.A., Moroziuk O.A., Kalinin S.A., Skvortsov A.S., Usachev G.A., Mett D.A. Laboratornye issledovaniia primeneniia poputnogo neftianogo gaza s vysokim soderzhaniem CO2 dlia zakachki na Tolumskom mestorozhdenii [Laboratory Investigations of Using High CO2 Associated Petroleum Gas for Injection at the Tolum Field]. Nedropol'zovanie, 2021, vol. 21, no. 4, pp. 163-170. DOI: 10.15593/2712-8008/2021.4.3 Scholar
19.Cho J., Min B., Kwon S., Park G., Lee K.S. Compositional modeling with formation damage to investigate the effects of CO2-CH4 water alternating gas (WAG) on performance of coupled enhanced oil recovery and geological carbon storage. Journal of Petroleum Science and Engineering, 2021, no. 205, 108795 p. DOI: 10.1016/j.petrol.2021.108795 Scholar
20.Gorbyleva Ia.A., Tcharo Kh. Primenenie tekhnologii vodogazovogo vozdeistviia dlia utilizatsii vykhlopnykh gazov i snizheniia vybrosov CO2 [Application of simultaneous water and gas injection technology for exhaust gas utilization and reduction of CO2 emissions]. SOCAR Proceedings, 2022, no. S2, pp. 28-36. Scholar
21.Pavlova P.L., Bashmur K.A., Kondrashov P.M., Bukhtoiarov V.V., Kolenchukov O.A., Sergienko R.B., Latyntsev A.A. Obzor sovremennykh tendentsii snizheniia parnikovykh gazov i vozmozhnykh strategii ikh primeneniia v neftegazovoi otrasli [An overview of current trends in greenhouse gas reduction and possible strategies for their application in the oil and gas industry]. SOCAR Proceedings, 2023, no. 2, pp. 147-159. DOI: 10.5510/OGP20230200857 Scholar
22.Gorbyleva Ia.A. O tekhnologiiakh zakachki vykhlopnykh (dymovykh) gazov dlia izvlecheniia nefti [On exhaust gas (flue gas) injection technologies for oil recovery]. Vestnik Evraziiskoi nauki, 2021, vol. 13, no. 4, pp. 1-11. Scholar
23.Garifullina Ch.A., Khaliullin T.F., Indrupskii I.M. et al. Opyt issledovaniia i primeneniia zakachki dymovykh gazov dlia povysheniia nefteotdachi [Experience in research and injection of flue gases into oil fields to increase oil recovery]. Georesursy, 2022, vol. 24, no. 3, pp. 149-163. DOI: 10.18599/grs.2022.3.13 Scholar
24.Valeev A.S., Kotenev Iu.A., Shevelev A.P., Dmitriev I.O., Sultanov Sh.Kh., Tokarev M.A. Otsenka effektivnosti vodogazovogo vozdeistviia pri ispol'zovanii gaza razlichnogo sostava [Evaluation of water-gas impact efficiency at the use of various composition gas]. Socar Proceedings, 2018, no. 2, pp. 58-64. DOI: 10.5510/OGP20180200351 Scholar
25.Drozdov A.N., Drozdov N.A. Laboratory Researches of the Heavy Oil Displacement from the Russkoye Field’s Core Models at the SWAG Injection and Development of Technological Schemes of Pump-Ejecting Systems for the Water-Gas Mixtures Delivering. Paper presented at the SPE Heavy Oil Conference Canada. Calgary, Alberta, Canada, June 2012, SPE-157819MS. DOI: 10.2118/157819-MS Scholar
26.Peeran S., Beg N. Innovative, Cost Effective and Simpler Technology to Recover Flare Gas. SPE Middle East Oil & Gas Show and Conference, 8-11 March 2015, Manama, Bahrain. Society of Petroleum Engineers, 2015, SPE-172745-MS. DOI: 10.2118/172745-MS Scholar
27.Ainge P. Ejector Technology for Flare Gas Recovery as an Alternative to Rotating Equipment. Abu Dhabi International Petroleum Exhibition & Conference, 11-14 November 2019, Abu Dhabi, UAE. Society of Petroleum Engineers, 2019, SPE-197909-MS. DOI: 10.2118/197909-MS Scholar
28.Zhang H., Zou D., Yang X. et al. Liquid-Gas Jet Pump: A Review. Energies, 2022, vol. 15, 6978 p. DOI: 10.3390/en15196978 Scholar
29.Drozdov A.N., Gorelkina E.I. O vozmozhnosti primeneniia vodogazovogo vozdeistviia s ispol'zovaniem dymovykh i fakel'nykh gazov dlia povysheniia nefteotdachi na Rechitskom mestorozhdenii [On the possibility of introducing SWAG injection to enhance oil recovery at the Rechitsa field using flue and flare gases]. Neftianoe khoziaistvo, 2025, no. 11, pp. 102107. DOI: 10.24887/0028-2448-2025-11-102-107 Scholar
30.Drozdov A.N., Chernyshov K.I., Galimov A.M., Gorelkina E.I. Tekhnologiia provedeniia vodogazovogo vozdeistviia s pomoshch'iu nasosno-ezhektornoi sistemy pri ispol'zovanii zatrubnogo gaza mekhanizirovannykh skvazhin [Technology for implementing of SWAG injection using a pump-ejector system with the application of annular gas from pumping wells]. Neftianoe khoziaistvo, 2026, no. 1, pp. 60-63. DOI: 10.24887/0028-2448-2026-1-60-63 Scholar
31.Drozdov A.N. Stand investigations of ESP's and gas separator's characteristics on gas-liquid mixtures with different values of free-gas volume, intake pressure, foaminess and viscosity of liquid. Proceedings - SPE Annual Technical Conference and Exhibition, 2010, vol. 3, pp. 1816-1827. DOI: 10.2118/134198-MS Scholar
32.Drozdov A.N., Drozdov N.A., Malyavko E.A. et al. Investigation of SWAG Injection and Prospects of Its Implementation with the Usage of Pump-Ejecting Systems at Existing Oil-Field Infrastructure. SPE 160687, Proceedings - SPE Russian Oil and Gas Technical Conference and Exhibition 2012 held in Moscow, Russia, 16-18 October 2012. DOI: 10.2118/160687-MS Scholar
33.Drozdov A.N., Drozdov N.A. Prospects of Development of Jet Pump’s Well Operation Technology in Russia. SPE Russian Petroleum Technology Conference 2015. 26-28 October 2015, Moscow, Russia. Society of Petroleum Engineers, 2015, SPE-176676-MS. DOI: 10.2118/176676-MS Scholar
34.Drozdov A.N., Gorelkina E.I. Parametry ekspluatatsii nasosno-ezhektornoi sistemy pri vodogazovom vozdeistvii na Samodurovskom mestorozhdenii [Operating parameters of the pump-ejector system under SWAG injection at the Samodurovskoye field]. SOCAR Proceedings, 2022, no. S2, pp. 9-18. DOI: 10.5510/OGP2022SI200734 Scholar
35.Drozdov A.N., Chernyshov K.I., Kalinnikov V.N., Zakiev A.R., Galimov A.M., Gorelkina E.I. Ispol'zovanie nasosno-ezhektornoi sistemy dlia zakachki v plast vodogazovykh smesei s presnoi i vysokomineralizovannoi plastovoi vodoi [Water-gas mixtures injection into a reservoir by pump-ejector system using fresh and highly mineralized formation water]. Neftianoe khoziaistvo, 2025, no. 2, pp. 54-57. DOI: 10.24887/0028-2448-2025-2-54-57 Scholar
36.Kalinnikov V.N., Drozdov A.N., Chernyshov K.I., Galimov A.M., Gorelkina E.I. Analiz dinamiki davleniia i temperatury na zaboe nagnetatel'noi skvazhiny pri zakachke vody i vodogazovoi smesi [Analysis of the dynamics of pressure and temperature at the bottom of an injection well during injection of water and water-gas mixture]. Neftianoe khoziaistvo, 2025, no. 10, pp. 60-64. DOI: 10.24887/0028-2448-2025-10-60-64 Scholar
37.Craig V.S.J., Ninham B.W., Pashiey R.M. Effect of electrolytes on bubble coalescence. Letters to Nature, 1993, vol. 364, pp. 317-319. DOI: 10.1038/364317a0 Scholar
38.Craig V.S.J. Bubble coalescence and specific-ion effects. Current Opinion in Colloid & Interface Science, 2004, vol. 9, no. 1, pp. 178-184. DOI: 10.1016/j.cocis.2004.06.002 Scholar
39.Firouzi M., Howes T., Nguyen A.V. A quantitative review of the transition salt concentration for inhibiting bubble coalescence. Advances in Colloid and Interface Science, 2015, vol. 222, pp. 305-318. DOI: 10.1016/j.cis.2014.07.005 Scholar
40.Bunkin N.F., Drozdov A.N., Drozdov N.A. et al. Suppression of the Coalescence of Gas Bubbles in Aqueous Electrolyte Solutions: Dependence on the External Pressure and Velocity of Gas Flow through a Column with Liquid. Physics of Wave Phenomena. Allerton Press, Inc., 2017, vol. 25, no. 3, pp. 219-224. DOI: 10.3103/S1541308X17030098 Scholar
41.Khaminov N.I. Intensifikatsiia vyrabotki i povyshenie nefteotdachi glinistykh kollektorov (na primere produktivnykh otlozhenii Romashkinskogo mestorozhdeniia) [Intensification of production and increase in oil recovery from clay reservoirs (using the example of productive deposits of the Romashkinskoye field)]. Ph D. thesis. Aznakaevo, 2000, 125 p. Scholar
42.Drozdov A.N., Drozdov N.A. Issledovanie kharakteristik ezhektora dlia sovershenstvovaniia tekhnologii otkachki gaza iz zatrubnogo prostranstva pri ekspluatatsii skvazhin elektrotsentrobezhnymi nasosami [Investigation of the ejector characteristics to improve the technology of pumping gas from the annular space during well operation by electrical submersible pump unit]. Neftianoe khoziaistvo, 2020, no. 2, pp. 54-57. DOI: 10.24887/0028-2448-2020-2-54-57 Scholar
43.Makeev A.A. Optimizatsiia ekspluatatsii skvazhin v usloviiakh povyshennogo soleobrazovaniia (na primere plasta trias mestorozhdenii Zapadnoi Sibiri) [Optimization of well operation in conditions of increased salt formation (using the Triassic formation of Western Siberian fields as an example)]. Ph D. thesis. Tiumen', 2022, 132 p. Scholar
44.Rakhmanov A.R., Ozheregov E.V., Akhmadiev R.N., Ganiev B.G., Dautov D.N., Dzhafarov M.A. Ustanovka dlia ekspluatatsii skvazhiny [Well operation rig]. Patent Rossiiskaia Federatsiia no. 2531228 (2014). Scholar
45.Valovskii K.V., Basos G.Iu., Valovskii V.M., Rakhmanov A.R., Akhmadiev R.N. Novye tekhnologii po povysheniiu rentabel'nosti vysokoobvodnennykh skvazhin, oborudovannykh UETsN [New technologies for rise in profitability of the highly flooded wells equipped with ESP]. Georesursy, 2012, no. 3 (45), pp. 70-74. Scholar
46.Timerbaev A.S., Lishchuk A.N., Taranova L.V., Golubev E.V., Mitroshin O.Iu. Issledovanie osobennostei protsessa razdeleniia vodoneftianykh emul'sii v tsentrobezhnom separatore s kryl'chatkoi [Research in specifics of separation of oil-in-water emulsions inside of a centrifugal separator with impeller]. Neftianoe khoziaistvo, 2014, no. 12, pp. 138–141. Scholar
47.Markelov D.V. Tsentrobezhnaia separatsiia gaza i tverdykh chastits v priemnykh ustroistvakh pogruzhnykh nasosnykh ustanovok dlia dobychi nefti [Centrifugal separation of gas and solid particles in the receiving devices of submersible pumping units for oil production]. Ph D. thesis. Moscow, 2007, 118 p. Scholar
48.Garifov K.M., Ibragimov N.G., Fadeev V.G., Zabbarov R.G., Valovskii V.M., Akhmetvaliev R.N., Kadyrov A.Kh., Rakhmanov I.N., Glukhoded A.V. Nasosnaia ustanovka dlia odnovremenno-razdel'noi ekspluatatsii dvukh plastov v skvazhine (varianty) [Pumping unit for simultaneous and separate operation of two layers in a well (options)]. Patent Rossiiskaia Federatsiia no. 2339798 (2008). Scholar
49.Lozhkin M.G. Metod opredeleniia otnositel'nykh fazovykh pronitsaemostei v laboratornykh usloviiakh pri posledovatel'noi psevdostatsionarnoi fil'tratsii [The method of relative phase permeability determination in the laboratory conditions at the sequential pseudo-steady filtration]. Ekspozitsiia Neft' Gaz, 2015, no. 7, pp. 51-53. Scholar
50.Gong W., You L., Xu J., Kang Y., Zhou Y. Experimental study on the permeability jail range of tight gas reservoirs through the gas-water relative permeability curve. Front. Phys., 2022, vol. 10, 923762 p. DOI: 10.3389/fphy.2022.923762 Scholar

Другие статьи выпуска

Весь выпуск (Том 26, № 2, 2026)

Скачать PDF

Информация о статье

Опубликована: 14.05.2026
В выпуске: 14.05.2026
Выпуск: Том 26, № 2 (2026)

Методы эксплуатации скважин для использования пластовых газонасыщенных вод в технологиях водогазового воздействия

Аннотация

Ключевые слова

Methods of Well Operation for the Use of Formation Gas-Saturated Waters in Water-Gas Stimulation Technologies

Keywords

Литература

Другие статьи выпуска

Информация о статье