Записки горного института, 2022, № 6

Научный журнал «Записки Горного института» с 1907 года 
издается Санкт-Петербургским горным университетом – первым 
высшим техническим учебным заведением России, основанным 
в 1773 году Указом Екатерины II как воплощение идей Петра I  
и М.В.Ломоносова о подготовке инженеров для развития горнозаводского 
дела.  

На базе Санкт-Петербургского горного университета работает 
Международный центр компетенций в горнотехническом образовании 
под эгидой ЮНЕСКО, способствующий активному взаимодействию 
журнала с международным научным сообществом.

Цель журнала – создание информационного пространства, 
в котором отечественные и зарубежные ученые представят 
результаты теоретических и эмпирических исследований, посвященных 
проблемам минерально-сырьевого комплекса. Журнал 
привлекает ведущих специалистов к публикации научных статей 
и содействует их продвижению в международное научное 
пространство. 

Публикуемые статьи освещают вопросы геологии, горного и 
нефтегазового дела, обогащения, энергетики, геоэкологии 
и безопасности жизнедеятельности, геоэкономики. 

Журнал входит в Перечень рецензируемых научных изданий 
ВАК, индексируется Scopus (Q1), Web of Science Core Collection 
(ESCI), RSCI, DOAJ, GeoRef, Google Scholar, РИНЦ.

Журнал выходит 6 раз в год. Средний срок до первого решения –  
1 месяц.

Статьи публикуются на русском и английском языках на безвозмездной 
основе. 

На обложке экспонат Горного музея  –  веерообразный сросток белых таблитчатых кристаллов 

барита в форме шарика на галените (Графство Корнуолл, Великобритания). Название «барит» 

происходит от греческого «барус» (тяжелый), что обуславливается высокими плотностью  

и весом минерала. Помимо широкого использования барита в нефтегазовой и химической 

промышленностях, его применяют в кондитерской промышленности в качестве наполнителя 

для утяжеления пищевых продуктов. Полная коллекция баритов представлена в Колон-

ном зале.

Горный музей – третья в мире по величине естественно-научная экспозиция, имеет более 

230 тысяч экспонатов, среди которых драгоценные металлы и камни, уникальные коллекции 

минералов, руд, горных пород, палеонтологических остатков, метеоритов, собрание моделей 

и макетов горной и горнозаводской техники, изделия камнерезного и ювелирного искусства.
  

Санкт-Петербургский

университетет

Международный 

центр компетенций

в горнотехническом 

образовании

под эгидой ЮНЕСКО
Записки Горного института

ГЛАВНЫЙ РЕДАКТОР
В.С.Литвиненко, д-р техн. наук, профессор, академик Международной академии наук высшей школы, РАЕН, РАГН, МАНЭБ, ректор 
(Санкт-Петербургский горный университет, Санкт-Петербург, Россия)

ЗАМЕСТИТЕЛЬ ГЛАВНОГО РЕДАКТОРА
С.Г.Скублов, д-р геол.-минерал. наук, доцент, член Российского минералогического общества, эксперт Российского научного фонда и РАН (Санкт-Петербургский 
горный университет, Санкт-Петербург, Россия) 

ОТВЕТСТВЕННЫЙ СЕКРЕТАРЬ
С.В.Купавых, канд. техн. наук, директор издательского дома «Записки Горного института» (Санкт-Петербургский горный университет, Санкт-Петербург, Россия)

РЕДАКЦИОННАЯ КОЛЛЕГИЯ

О.Е.Аксютин, д-р техн. наук, чл.-кор. РАН, член правления, начальник департамента (ПАО «Газпром», Москва, Россия)

А.А.Барях, д-р техн. наук, профессор, академик РАН, директор (Пермский федеральный исследовательский центр УрО РАН, Пермь, Россия)

В.Н.Бричкин, д-р техн. наук, зав. кафедрой металлургии (Санкт-Петербургский горный университет, Санкт-Петербург, Россия)

С.Г.Гендлер, д-р техн. наук, профессор, академик РАЕН (Санкт-Петербургский горный университет, Санкт-Петербург, Россия)

О.М.Ермилов, д-р техн. наук, профессор, академик РАН, РАГН, зам. главного инженера по науке (ООО «Газпром добыча Надым» ПАО «Газпром», Надым, Россия)

В.П.Зубов, д-р техн. наук, профессор, зав. кафедрой разработки месторождений полезных ископаемых (Санкт-Петербургский горный университет, Санкт-Петербург, Россия)

Г.Б.Клейнер, д-р экон. наук, профессор, чл.-кор. РАН, заместитель директора (Центральный экономико-математический институт РАН, Москва, Россия)

А.В.Козлов, д-р геол.-минерал. наук, член Российского минералогического общества, зав. кафедрой геологии и разведки месторождений полезных ископаемых 
(Санкт-Петербургский горный университет, Санкт-Петербург, Россия)

Ю.Б.Марин, д-р геол.-минерал. наук, профессор, чл.-кор. РАН, президент (ООО «Российское минералогическое общество», Санкт-Петербург, Россия)

М.А.Пашкевич, д-р техн. наук, профессор, зав. кафедрой геоэкологии (Санкт-Петербургский горный университет, Санкт-Петербург, Россия) 

Т.В.Пономаренко, д-р экон. наук, профессор, доцент (Санкт-Петербургский горный университет, Санкт-Петербург, Россия)

О.М.Прищепа, д-р геол.-минерал. наук, академик РАЕН, зав. кафедрой геологии нефти и газа (Санкт-Петербургский горный университет, Санкт-Петербург, Россия)

А.Г.Протосеня, д-р техн. наук, профессор, зав. кафедрой строительства горных предприятий и подземных сооружений (Санкт-Петербургский горный университет, 
Санкт-Петербург, Россия)

В.Е.Сомов, д-р экон. наук, канд. техн. наук, академик РАЕН, директор (ООО «Кинеф», Кириши, Россия)

А.А.Тронин, д-р геол.-минерал. наук, директор (Санкт-Петербургский научно-исследовательский центр экологической безопасности РАН, Санкт-Петербург, Россия)

В.Л.Трушко, д-р техн. наук, профессор, академик Международной академии наук высшей школы, РАЕН, РАГН, МАНЭБ, зав. кафедрой механики

(Санкт-Петербургский горный университет, Санкт-Петербург, Россия) 

П.С. Цветков, канд. экон. наук, начальник управления по публикационной деятельности (Санкт-Петербургский горный университет, Санкт-Петербург, Россия)

А.Е.Череповицын, д-р экон. наук, профессор, зав. кафедрой организации и управления (Санкт-Петербургский горный университет, Санкт-Петербург, Россия)

Я.Э.Шклярский, д-р техн. наук, профессор, зав. кафедрой общей электротехники (Санкт-Петербургский горный университет, Санкт-Петербург, Россия)

В.А.Шпенст, д-р техн. наук, профессор, зав. кафедрой электроэнергетики и электромеханики (Санкт-Петербургский горный университет, Санкт-Петербург, Россия)

Олег Анцуткин, профессор (Технологический университет, Лулео, Швеция)

Хал Гургенчи, профессор (Школа горного машиностроения Квинслендского университета, Брисбен, Австралия)

Эдвин Кроке, д-р наук, профессор (Институт неорганической химии Фрайбергской горной академии, Фрайберг, Германия)

Габриэль Вейсс, д-р наук, профессор, проректор по научной и исследовательской деятельности (Технический университет, Кошице, Словакия)

Чжоу Фубао, д-р наук, профессор, вице-президент (Китайский горно-технологический университет, Пекин, Китай)

Чжао Юэмин, д-р наук, профессор, директор научного комитета (Китайский горно-технологический университет, Пекин, Китай)

Разделы

•Геология  •Геотехнология и инженерная геология
•Экономика сырьевых отраслей    •Энергетика

САНКТ-ПЕТЕРБУРГ • 2022

У ч р е д и т е л ь  С а н к т - П е т е р б у р г с к и й  г о р н ы й  у н и в е р с и т е т

Свидетельство о регистрации ПИ № ФС77-70453 от 20.07.2017
Лицензия ИД № 06517 от 09.01.02

Редакция: начальник РИЦ В.Л.Лебедев, редакторы Е.С.Дрибинская, М.Г.Хачирова, В.Е.Филиппова, Л.В.Набиева

Компьютерная верстка В.И.Каширина, Н.Н.Седых

Издается с 1907 года

ISSN 2411-3336

е-ISSN 2541-9404

Адрес учредителя и редакции: 21-я линия, 2, Санкт-Петербург, Россия, 199106
Тел. +7 (812) 328-8416;        факс +7 (812) 327-7359; 
Е-mail: pmi@spmi.ru
Сайт журнала: pmi.spmi.ru

 Санкт-Петербургский горный университет, 2022
Подписано к печати 29.12.2022. Формат 60  84/8. Уч.-изд.л. 51.
Тираж 300 экз. Заказ 656. Отпечатано в РИЦ СПГУ.
Цена свободная.

Ответственные научные редакторы тома д-р техн. наук М.В.Двойников, канд. техн. наук Е.Л.Леушева (Санкт-Петербургский горный университет) 

Записки Горного института. 2022. Т. 258
Содержание

878

СОДЕРЖАНИЕ

Двойников М.В., Леушева Е.Л. Слово редактора. Современные тенденции освоения углеводо-

родных ресурсов ..............................................................................................................................................
879

Мардашов Д.В., Бондаренко А.В., Раупов И.Р. Методика расчета технологических парамет-

ров закачки в нефтяную скважину неньютоновских жидкостей при подземном ремонте ...................
881

Гасумов Р.А., Минченко Ю.С., Гасумов Э.Р. Разработка технологических решений по надеж-

ному глушению скважин путем временного блокирования продуктивного пласта в условиях АНПД 
(на примере сеноманских газовых залежей) .................................................................................................
895

Карев В.И., Коваленко Ю.Ф., Химуля В.В., Шевцов Н.И. Определение параметров метода 

направленной разгрузки пласта на основе физического моделирования на установке истинно трех-
осного нагружения ..........................................................................................................................................
906

Шапошников Н.О., Голубев И.А., Хоробров С.В., Колотий А.И., Иоффе А.В., Ревякин В.А.

Автоклавное моделирование коррозионных процессов, происходящих в газопроводе при транспортировке 
неподготовленной многофазной среды, содержащей CO2............................................................
915

Филиппов Е.В., Захаров Л.А., Мартюшев Д.А., Пономарева И.Н. Воспроизведение пластового 

давления методами машинного обучения и исследование его влияния на процесс образования
трещин при гидравлическом разрыве пласта ..............................................................................................
924

Земенкова М.Ю., Чижевская Е.Л., Земенков Ю.Д. Интеллектуальный мониторинг состояний 

объектов трубопроводного транспорта углеводородов с применением нейросетевых технологий .......
933

Двойников М.В., Cидоркин Д.И., Юртаев С.Л., Грохотов Е.И., Ульянов Д.С. Бурение 

глубоких и сверхглубоких скважин с целью поиска и разведки новых месторождений полезных 
ископаемых .....................................................................................................................................................
945

Табатабаи Моради С.Ш. Вероятностное исследование оптимизации промывки скважины........
956

Никитин В.И. Анализ решения задачи о нахождении распределения скоростей при ламинарном 

движении нелинейно-вязкой промывочной жидкости в кольцевом пространстве скважины.................
964

Леушева Е.Л., Алиханов Н.Т., Бровкина Н.Н. Исследование реологических свойств безбарит-

ного бурового раствора повышенной плотности..........................................................................................
976

Шаталова Н.В., Апасов Т.К., Шаталов А.В., Григорьев Б.В. Реновационный способ восста-

новления продуктивности скважин с использованием волновых полей....................................................
986

Ци Чэнчжи, Гузев М.А., Поплыгин В.В., Куницких А.А. Прогнозирование проницаемости 

призабойной зоны пласта при волновом воздействии.................................................................................
998

Жуков В.С., Кузьмин Ю.О. Сопоставление подходов к оценке сжимаемости порового 

пространства ................................................................................................................................................... 1008

Босиков И.И., Клюев Р.В., Майер А.В. Комплексная оценка эффективности технологии гидрав-

лического разрыва пласта для проведения скважин при добыче углеводородов ..................................... 1018

Кочнев А.А., Козырев Н.Д., Кривощеков С.Н. Оценка влияния неопределенности параметров 

трещин на динамику технологических показателей разработки турнейско-фаменской залежи нефти 
месторождения им. Сухарева ......................................................................................................................... 1026

Кузьмин А.М., Буслаев Г.В., Моренов В.А., Ценева С.Н., Гаврилов Н.А. Повышение энергоэф-

фективности малотоннажного производства метанола путем применения микротурбодетандерных 
установок.......................................................................................................................................................... 1038

А.Хоссейни, М.Наджафи, А.Хоссейн Моршеди. Определение подходящего расстояния между 

скважинами дегазации метана на механизированной угольной шахте Табас (Иран) на основе теоретических 
расчетов и полевых исследований ................................................................................................ 1050

Жданеев О.В. Обеспечение технологического суверенитета отраслей ТЭК Российской 

Федерации ....................................................................................................................................................... 1061

Записки Горного института. 2022. Т. 258

© М.В.Двойников, Е.Л.Леушева, 2022

879

Слово редактора

СОВРЕМЕННЫЕ ТЕНДЕНЦИИ ОСВОЕНИЯ УГЛЕВОДОРОДНЫХ РЕСУРСОВ

Значение углеводородных ресурсов и нефтегазового комплекса в настоящее время сложно 

переоценить. На территории Российской Федерации сосредоточена примерно третья часть мировых 
запасов природного газа, по запасам нефти Россия уступает всего пяти государствам, но даже 
этого достаточно, чтобы развивать и совершенствовать эту отрасль производства. Стратегия развития 
минерально-сырьевой базы Российской Федерации до 2035 года обозначает перспективные 
направления для модернизации экономики. К ним относятся вопросы обеспечения рационального 
использования созданной минерально-сырьевой базы за счет вовлечения в эксплуатацию трудноизвлекаемых 
запасов нефти и газа, неразрабатываемых месторождений твердых полезных ископаемых, 
снижения негативного влияния освоения недр на окружающую среду, качественного 
улучшения системы информационного обеспечения недропользования, мониторинга и контроля 
развития минерально-сырьевой базы Российской Федерации путем развития информационных 
технологий. Для этого необходимо внедрять автоматизированные системы управления и регулирования 
в сфере геологии и недропользования, системы обработки, интерпретации, хранения 
и предоставления геологических данных в ведение недропользователей. 

В предлагаемом читателям специальном выпуске Записок Горного института собраны статьи, 

рассматривающие достижения в области освоения углеводородных ресурсов. Основной акцент 
сделан на вопросах строительства нефтяных и газовых скважин, а также добычи, подготовки, 
транспортировки и первичной переработки углеводородов.

В настоящее время сложно представить себе нефтегазовую отрасль без разного рода модели-

рования (физическое, имитационное, математическое и т.д.). Применение методов математического 
моделирования процессов, происходящих в скважинах при ремонте и глушении, отражены 
в статьях Д.В.Мардашова с коллегами (DOI: 10.31897/PMI.2022.16) и Р.А.Гасумова с коллегами 
(DOI: 10.31897/PMI.2022.99). Физическое моделирование на установке истинно трехосного нагружения 
для определения параметров метода направленной разгрузки пласта представлено в работе 
В.И.Карева с коллегами (DOI: 10.31897/PMI.2022.95). Изучение коррозионных процессов, происходящих 
в газопроводах при помощи автоклавного моделирования, показано в статье Н.О.Шапошникова 
с соавторами (DOI: 10.31897/PMI.2022.92). Современные информационные технологии, связанные 
с применением машинного обучения и нейросетевых технологий при разработке месторождений 
нефти и газа и транспортировке углеводородных ресурсов также отражены в статьях специального 
выпуска. В работе Е.В.Филипова с коллегами (DOI: 10.31897/PMI.2022.103) показаны закономерности 
образования трещин при проведении гидроразрыва карбонатных пород. Гидравлический разрыв 
пласта является эффективным способом интенсификации добычи нефти, который в настоящее 
время широко применяется в разных условиях, в том числе в сложнопостроенных карбонатных 
коллекторах. В статье М.Ю.Земенковой с коллегами (DOI: 10.31897/PMI.2022.105) приведен интеллектуальный 
мониторинг состояний объектов трубопроводного транспорта углеводородов с применением 
нейросетевых технологий. Авторами разработана концепция современной системы мониторинга 
и управления безопасностью последнего технологического поколения, ориентированная 
на обеспечение комплексного инжинирингового контроля с применением интегрированных автоматизированных 
систем управления, для создания интеллектуального методологического обеспечения 
при внедрении импортозамещающих технологий.

Ряд статей посвящен вопросам техники и технологии бурения нефтяных и газовых скважин. 

Так, в статье М.В.Двойникова и коллег из научного центра «Арктика» Горного университета сделан 
исторический и технологический экскурс по бурению глубоких и сверхглубоких скважин 
с целью поиска и разведки новых месторождений полезных ископаемых (DOI: 10.31897/PMI.2022.55). 
Эффективность строительства скважины напрямую зависит от типа, свойств и режима закачки 
промывочных жидкостей, используемых при бурении. В работе С.Ш.Табатабаи Моради 
(DOI: 10.31897/PMI.2022.67) рассматривается моделирование гидравлических параметров бурения 

Записки Горного института. 2022. Т. 258
© М.В.Двойников, Е.Л.Леушева, 2022

880

скважин методом Монте-Карло. По результатам вероятностного исследования установлено, что 
решение по оптимизации параметров очистки ствола скважины следует принимать с учетом выводов 
анализа неопределенностей. Статья В.И.Никитина (DOI: 10.31897/PMI.2022.93) посвящена решению 
задачи распределения скоростей при ламинарном движении нелинейно-вязкой промывочной 
жидкости в кольцевом пространстве скважины. Разработка состава безбаритного бурового раствора 
и исследование его реологических характеристик представлены в работе Е.Л.Леушевой 
с коллегами (DOI: 10.31897/PMI.2022.38). 

Инновационный способ восстановления продуктивности скважин с использованием волно-

вых полей представлен в статье Н.В.Шаталовой с коллегами (DOI: 10.31897/PMI.2022.108). Также вопросы 
повышения проницаемости призабойной зоны пласта низкочастотным волновым воздействием 
рассматриваются в работе Ци Чэнчжи с коллегами (DOI: 10.31897/PMI.2022.59).   

Вопросы сопоставления подходов к оценке сжимаемости порового пространства представ-

лены в работе В.С.Жукова и Ю.О.Кузьмина (DOI: 10.31897/PMI.2022.97). В статье И.И.Босикова и коллег (
DOI: 10.31897/PMI.2022.98) установлено, что применение технологии гидравлического разрыва 
пласта при проводке скважин позволило на практике увеличить вертикальную проницаемость 
и объединить разрозненные части коллектора, что определило эффективность разработки исследуемого 
месторождения углеводородов. Работа, посвященная оценке влияния неопределенности 
параметров трещин на динамику технологических показателей разработки турнейско-фаменской 
залежи нефти, представлена А.А.Кочневым с коллегами (DOI: 10.31897/PMI.2022.102).

В статье А.М.Кузьмина с коллегами (DOI: 10.31897/PMI.2022.104) рассматривается вопрос повы-

шения энергоэффективности контейнерных газохимических установок для производства метанола 
в промысловых условиях. Актуальность этого направления в настоящее время обуславливается 
необходимостью освоения удаленных арктических месторождений углеводородов. Объектом исследования 
является процесс энергоэффективного преобразования энергии отходящих газов и излишков 
тепловой энергии в малотоннажном комплексе производства метанола с использованием технологии 
получения синтез-газа путем некаталитического парциального окисления природного газа. 

При подземных горных работах выделяется большое количество газа, поэтому производи-

тельность горных работ снижается, а риски возрастают. Одним из эффективных методов дегазации 
угольных пластов является метод строительства дренажной скважины, заключающийся в бурении 
скважин от заднего штрека до ненапряженной зоны в кровельном или подошвенном пласте 
отработанного участка. В исследовании А.Хоссейни с коллегами (DOI: 10.31897/PMI.2022.106) получены 
и проанализированы данные для определения оптимального расстояния между кустами скважин 
дегазации угольного пласта на основе метода строительства дренажной скважины.

Решение многих задач освоения углеводородов невозможно без поддержки профильных ко-

митетов и министерств. В статье О.В.Жданеева (DOI: 10.31897/PMI.2022.107) рассмотрены вопросы 
обеспечения технологического суверенитета отраслей топливно-энергетического комплекса Российской 
Федерации.

Ответственные редакторы тома д-р техн. наук М.В.Двойников, канд. техн. наук Е.Л.Леушева

Записки Горного института. 2022. Т. 258. С. 881-894

© Д.В.Мардашов, А.В.Бондаренко, И.Р.Раупов, 2022

DOI: 10.31897/PMI.2022.16

881

Статья опубликована в открытом доступе по лицензии CC BY 4.0

–

Научная статья
УДК 622.27

Методика расчета технологических параметров закачки в нефтяную 

скважину неньютоновских жидкостей при подземном ремонте

Д.В.МАРДАШОВ, А.В.БОНДАРЕНКО, И.Р.РАУПОВ
Санкт-Петербургский горный университет, Санкт-Петербург, Россия 

Как цитировать эту статью: Мардашов Д.В., Бондаренко А.В., Раупов И.Р. Методика расчета технологических 
параметров закачки в нефтяную скважину неньютоновских жидкостей при подземном ремонте // 
Записки Горного института. 2022. Т. 258. С. 881-894. DOI: 10.31897/PMI.2022.16

Аннотация. Представлен метод автоматизированного расчета технологических параметров закачки неньютоновских 
жидкостей в скважину при подземном ремонте. На первом этапе алгоритм обрабатывает исходную 
кривую течения или вязкости с целью определения реологических параметров и коэффициентов, входящих в 
уравнения реологических моделей неньютоновских жидкостей. На втором этапе на основе данных предыдущего 
этапа программа рассчитывает конструкции скважины и режимы работы насоса, допустимые значения 
расхода и вязкости жидкости для предупреждения возможного гидравлического разрыва пласта. По результатам 
расчетов и построенных зависимостей принимается решение о необходимости изменения технологических 
параметров закачки неньютоновской жидкости и/или ее состава (содержания компонентов, химической основы) 
с целью предотвращения нарушения технологической операции. Например, непреднамеренного образования 
трещин вследствие гидроразрыва пласта. Автогидроразрыв пласта может приводить к катастрофическим 
поглощениям и, как следствие, к повышенному расходу технологических жидкостей, закачиваемых в скважину 
во время подземного ремонта. Кроме того, повышается риск неконтролируемого прорыва газа по высоко-
проводящим каналам.

Ключевые слова: математическое моделирование; алгоритмы расчета; глушение скважин; подземный ремонт 
скважин; полимерный состав; реологические исследования; технологические параметры; критическая вязкость; 
давление разрыва пласта

Поступила: 17.09.2021     
Принята: 07.04.2022      
Онлайн: 16.05.2022
Опубликована: 29.12.2022

Введение. В процессе разработки нефтяных месторождений наблюдается постепенное сни-

жение энергетического потенциала пласта. При этом эксплуатация скважин сопровождается периодически 
возникающими осложнениями, к которым относятся ухудшение фильтрационно-емкостных 
свойств призабойной зоны пласта, прорыв газа или воды по высокопроницаемым каналам из 
выработанных интервалов пласта, механический износ подземного оборудования и др. Для их ликвидации 
и поддержания целевого уровня добычи нефти требуется проведение текущих и капитальных 
ремонтных работ [1, 2]. К подготовительным этапам проведения таких работ относится 
глушение скважин, заключающееся в закачке технологической жидкости (ТЖ) в ее ствол для 
предотвращения возникновения газонефтеводопроявлений.

Одним из основных условий успешного глушения скважин является правильный подбор тех-

нологических жидкостей для конкретных условий, ограниченных по геолого-физическим параметрам (
например, проницаемости, пористости) и техническим характеристикам установок для 
закачки (подаче или давлению). Для этого осуществляется комплекс лабораторных экспериментов, 
который включает в себя физико-химические, реологические и фильтрационные исследования [
3-5]. Анализ полученных результатов позволяет всесторонне изучить свойства и выбрать 
наиболее эффективную жидкость для рассматриваемых условий.

На основании многолетней практики проводимых работ по глушению скважин в России 

и мире выделяется следующее разнообразие жидкостей, которые можно классифицировать в зависимости 
от условий применения (табл.1) [6-8].

ЗАПИСКИ ГОРНОГО ИНСТИТУТА

Journal of Mining Institute

Сайт журнала: pmi.spmi.ru

ISSN 2411-3336; е-ISSN 2541-9404

Записки Горного института. 2022. Т. 258. С. 881-894
© Д.В.Мардашов, А.В.Бондаренко, И.Р.Раупов, 2022

DOI: 10.31897/PMI.2022.16

882

Статья опубликована в открытом доступе по лицензии CC BY 4.0

Таблица 1

Область применения основных типов жидкостей глушения скважин

Технологическая жидкость

Условия применения

Обводненность ≥ 60 %

Обводненность < 60 %

Низкое пластовое давление 

(аномально низкое пластовое 

давление, недокомпенсация)

Аномально высокое 

пластовое давление

Высокотемпературные 

пласты (>80 ᵒС)

Водочувствительные 

(глинистые) коллекторы

Высокопроницаемые пласты, 

естественные 

или искусственные трещины

Газовые и газоконденсатные 

залежи, высокий газовый 

фактор (>200 м³/м³)

Водные системы

Техническая вода
+
–
–
–
+
–
–
–

Пластовая минерализованная вода
+
–
–
–
+
+
–
–

Водные растворы неорганических солей
+
–
–
+
+
+
–
–

Глинистые суспензии
+
–
–
+
+
–
–
–

Пенные составы
+
+
+
–
+
+
–
+

Углеводородные системы

Товарная нефть
–
+
+
–
+
+
–
–

Загущенная нефть
–
+
+
–
–
+
–
–

Блокирующие системы

Инвертно-эмульсионные
+
+
+
+
+
+
+
+

Известково-битумные
+
+
+
+
+
+
+
+

Полимерные
+
+
+
+
+
+
+
+

Согласно табл.1, блокирующие составы (полимерные, инвертно-эмульсионные и известково-

битумные системы) зарекомендовали себя как эффективные ТЖ для глушения скважин в широком 
диапазоне условий проводимых работ [9-11]. При этом их применение наиболее экономически 
целесообразно в условиях высокого газового фактора, наличия сероводорода, наличия естественной 
или искусственной (ранее проведенного гидравлического разрыва пласта) трещиноватости 
коллекторов, аномально низкого пластового давления. В таком случае снижается риск возможного 
прорыва газа в скважину и поглощения жидкости глушения в призабойную зону пласта [12, 13].

Постановка проблемы. Разработка химических реагентов для объектов нефтедобычи, в част-

ности для конкретных объектов с заданными геолого-физическими условиями, должна осуществляться 
путем проведения тщательных лабораторных исследований, включающих физико-химические, 
реологические и фильтрационные эксперименты [14]. Неправильный подбор технологической 
жидкости может привести к неконтролируемому выбросу пластового флюида, потери части жидкости 
в результате фильтрации в пласт, ухудшению проницаемости продуктивного пласта и т.д.

При глушении скважин в условиях подземного ремонта также важно соблюдение технологи-

ческих требований закачки жидкости в скважину [15]. Нарушение регламента работ может привести 
к удорожанию технологии из-за длительного простоя оборудования, увеличения времени освоения 
и вывода скважины на режим. Кроме того, важно не допустить образования новых техногенных 
трещин, вызванных несоответствием параметров закачки установленным значениям [16].

Передовым решением в разработке блокирующих жидкостей является использование линей-

ных и нелинейных (сшитых) полимерных составов с контролируемым по времени гелеобразованием. 
Скорость изменения вязкости таких составов можно регулировать в широком диапазоне для 
более эффективного проведения технологических операций [17, 18].

Технологии с применением полимерных составов по сравнению с другими типами ТЖ

(табл.1) зарекомендовали себя наиболее надежными способами изоляции высокопроницаемых интервалов 
пластов, применяющимися с целью предотвращения прорыва воды и газа в добывающие 
скважины [19].

Записки Горного института. 2022. Т. 258. С. 881-894

© Д.В.Мардашов, А.В.Бондаренко, И.Р.Раупов, 2022

DOI: 10.31897/PMI.2022.16

883

Статья опубликована в открытом доступе по лицензии CC BY 4.0

В данной статье в качестве примера рассмотрена теоретическая и практическая части реоло-

гических исследований полимерных составов, в том числе применяемых для глушения нефтяных 
скважин при их подземном ремонте [20, 21]. Педставлен разработанный алгоритм расчета и последующего 
контроля основных технологических параметров закачки полимерных составов в 
скважину по полученным результатам проведенных реологических исследований.

Методология. Последовательность выполнения реологических исследований с дальнейшей 

оценкой технологических параметров полимерных составов [4, 22] следующая:

• приготовление полимерного раствора;
• проведение реологических исследований полимерного состава (построение кривой вязкости 

и кривой течения; оценка начального напряжения сдвига (статического предела текучести);

• выбор реологической модели, наиболее точно описывающей кривую течения или кривую 

вязкости по значению коэффициента детерминации R2, максимально близкого к единице;

• определение реологических характеристик, входящих в уравнения реологических моделей 

(пластической вязкости; предела текучести; конечной вязкости; ньютоновской (начальной) вязкости; 
максимального напряжения сдвига при измерении; фактора консистенции; показателя текучести);

• 
расчет технологических параметров закачки полимерного состава в скважину (потерь дав-

ления на трение с учетом коэффициентов гидравлического сопротивления при течении вязкоупругих 
жидкостей; забойного давления для прямого и обратного способов закачки жидкости в 
скважину; эффективной вязкости полимерного раствора при движении по различным элементам
конструкции скважины; общего объема глушения; времени заполнения скважины);

• расчет параметров гидравлического разрыва пласта (давления разрыва пласта; минималь-

ного горизонтального напряжения; критической вязкости раствора для заданных значений расхода 
насоса, при которой произойдет разрыв пласта).

Данный алгоритм (рис.1) представлен в виде программного кода, написанного на языке 

программирования Object Pascal [23]. Для сокращения затрат времени на проведение расчетов 
и экспертную оценку полученных результатов был также разработан визуальный интерфейс, 
составленный в программе Delphi 10 Seattle (рис.2). В основе разработанного авторами алгоритма 
расчета основных параметров процесса закачки жидкости в скважину лежат стандартные 
общепринятые уравнения.

Программа предназначена для обработки входных данных, расчета технологических парамет-

ров процесса и построения графика зависимости текущего забойного давления от различных характеристик 
насосного агрегата. Входными параметрами проводимого расчета являются конструкция 
скважины, режимы работы насоса для закачки (давление и подача), плотность исследуемой 
жидкости и данные, получаемые с ротационных вискозиметров (скорость и напряжение 
сдвига, вязкость жидкости) (рис.1).

Приготовление полимерного раствора. Для приготовления полимерного раствора использу-

ются точные аналитические весы, верхнеприводная мешалка. Чтобы предотвратить механическое 
разрушение макромолекул полимера необходимо установить частоту вращения вала мешалки на 
как можно меньшее значение. При каждом замешивании раствора используются химические посуды 
с одинаковой геометрией, что предотвращает изменение числа Рейнольдса и режима течения. 
Завершением приготовления считается полная гидратация полимера в растворителе, о чем свидетельствует 
отсутствие икринок полимера.

Проведение реологических исследований полимерного состава. Реологические исследования 

проводятся с использованием ротационного вискозиметра согласно следующим этапам [24, 25]:

• Построение исходной реологической кривой составов (при заданной пластовой темпера-

туре) осуществляется в режиме контролируемой скорости сдвига (CR test – Controlled Rate). Суть 
метода исследований заключается в получении зависимости напряжения сдвига от скорости 
сдвига при постепенном увеличении последнего параметра от 0 до 300 с–1 (кривая течения 
жидкости).

Записки Горного института. 2022. Т. 258. С. 881-894
© Д.В.Мардашов, А.В.Бондаренко, И.Р.Раупов, 2022

DOI: 10.31897/PMI.2022.16

884

Статья опубликована в открытом доступе по лицензии CC BY 4.0

• Определение статического предела текучести (начального напряжения сдвига) (при задан-

ной пластовой температуре) проводится в режиме контролируемого напряжения сдвига (CS test –
Controlled Stress) – с увеличивающимся шагом напряжения сдвига в диапазоне заданного временного 
промежутка, причем чем больше исследуемое время, тем точнее получается значение статического 
предела текучести. Начальным напряжением сдвига считается максимальное значение 
напряжения, после достижения которого происходят движение измерительной системы и рост 
скорости сдвига.

Выбор реологической модели. На данном этапе графическим способом подбирается реологи-

ческая модель, наилучшим образом описывающая кривую течения исследуемой жидкости
(табл.2). Также выполняется расчет коэффициента детерминации R2, который характеризует долю 
вариации зависимой переменной и позволяет оценить качество подбора реологической модели
[20, 26, 27].

Определение реологических характеристик. Результатом проведенных исследований и расче-

тов с использованием предложенного алгоритма является определение реологических характеристик, 
описывающих природу и поведение исследуемой жидкости (значений пластической вязкости, 
предела текучести, конечной вязкости, ньютоновской (начальной) вязкости, максимального 
напряжения сдвига при измерении, фактора консистенции и показателя текучести) [4, 28].

Загрузка физических 

свойств жидкости

Задание конструкции 

скважины

Выбор режима работы 

насосной установки

Реологические модели 
для описания кривых 

течения (табл.2)

Вывод реологических 
параметров жидкости

Начало

Методы расчета 
коэффициента 

гидравлического 

сопротивления (табл.3)

Аналитическая и графическая 

оценка результатов

Аналитическая оценка результатов

Вывод технологических 

параметров жидкости

Расчет давления гидроразрыва 
пласта и критической вязкости

Определение допустимой 
концентрации полимера

Подбор оптимальных 

характеристик насосной установки

Конец

Да
Нет

Да
Нет

Рис.1. Алгоритм расчета технологических параметров неньютоновских жидкостей

Записки Горного института. 2022. Т. 258. С. 881-894

© Д.В.Мардашов, А.В.Бондаренко, И.Р.Раупов, 2022

DOI: 10.31897/PMI.2022.16

885

Статья опубликована в открытом доступе по лицензии CC BY 4.0

Таблица 2

Формулы определения вязкости и напряжения сдвига 

в зависимости от скорости сдвига для различных типов жидкостей

Название 

реологической модели
Формула зависимости τ от γ
Формула для определения μ

Оствальда – де Ваале
τ
γn
k

1
μ
γn
k



Голуба


0

γ

μ
μ
γ
τ
μ γ
ke









0

γ

μ
μ
μ
μ
ke









Де Хавена

0
μ γ
τ

τ
1
τ

n

m





 





0
μ
μ

τ
1
τ

n

m





 





Кригера – Догерти



0
μ
μ
γ
τ
μ γ
τ
1
τm











0
μ
μ
μ
μ
τ
1
τm











Кросса


0
μ
μ
γ
τ
μ γ
1
αγn










0
μ
μ
μ
μ
1
αγn










Райнера – Филипова



0

2

μ
μ
γ
τ
μ γ

τ
1
τm











 





0

2

μ
μ
μ
μ

τ
1
τm











 





Метера



0
μ
μ
γ
τ
μ γ

τ
1
τ

n

m











 





0
μ
μ
μ
μ

τ
1
τ

n

m











 





Эллиса
0
τ
μ γ
γn
k


1

0
μ
μ
γn
k




Гершеля – Балкея
0
τ
τ
γn
k



1
μ
μ
γn

р
k




Кассона



1
1
1

0
τ
τ
μ γ
n
n
n

р



1

1
1

0τ
μ
μ
γ

n

n
n
р




 




Рис.2. Интерфейс разработанного алгоритма

Записки Горного института. 2022. Т. 258. С. 881-894
© Д.В.Мардашов, А.В.Бондаренко, И.Р.Раупов, 2022

DOI: 10.31897/PMI.2022.16

886

Статья опубликована в открытом доступе по лицензии CC BY 4.0

Окончание табл.2

Название 

реологической модели
Формула зависимости τ от γ
Формула для определения μ

Шведова – Бингама
0
τ
τ
μ γ
р


0τ
μ
μ
γ

р



Примечание. μ – эффективная вязкость; τ – напряжение сдвига; γ – скорость сдвига; 
k – фактор консистенции; n – показатель текучести; μо – ньютоновская (начальная) вязкость; 
μ∞ – конечная вязкость; τm – максимальное напряжение сдвига при измерении; τо
– предел текучести; μp – пластическая вязкость; α, е ‒ константы.

Поиск значений реологических характеристик проходит в несколько этапов. На первом этапе 

проводится линейный регрессионный анализ значений вязкости и напряжений сдвига, полученных 
в результате проведенных реологических исследований. Результатом такого анализа является 
зависимость вида: y = a + bx. Оценка параметров данного уравнения регрессии осуществляется 
методом наименьших квадратов [29]. При этом, согласно уравнению Шведова – Бингама (табл.2), 
полученному значению коэффициента a соответствует значение предела текучести τ0, коэффициента 
b – пластическая вязкость μр.

Начальная вязкость μ0 определяется как наибольшее значение вязкости раствора, полученное 

в результате проведенных исследований, и соответствует пределу текучести τ0. В то же время минимальному 
значению вязкости раствора (при γ→∞) соответствует конечная вязкость μ∞. На основании 
полученных значений начальной и конечной вязкости выполняется расчет:

0
μ
μ
μ
μ .
2

mid








(1)

Максимальное напряжение сдвига при измерении τm соответствует значению вязкости, полу-

ченному по формуле (1), и может быть найдено из сводной таблицы результатов исследований [30].

На следующем этапе выполняется поиск значений фактора консистенции k и показателя те-

кучести n. А именно, по полученным значениям вязкости и напряжения сдвига строится степенная 
зависимость вида: y = axb. Оценка параметров данной степенной регрессии также осуществляется 
с помощью метода наименьших квадратов [29]. Значению коэффициента а соответствует фактор 
консистенции k, а коэффициенту b ‒ показатель текучести, согласно уравнению Оствальда –
де Ваале (табл.2).

Расчет технологических параметров закачки полимерного состава в скважину. Далее в 

рассматриваемом алгоритме рассчитываются технологические параметры закачки полимерного 
состава в скважину: потери давления на трение, забойное давление для прямого и обратного способов 
закачки жидкости в скважину, эффективная вязкость для различных элементов конструкции 
скважины, а также общий объем глушения и время заполнения скважины [31, 32].

Забойное давление рассчитывается из значений давления на устье, гидростатического дав-

ления и потерь давления на трение:

2

заб
уст
ρ
λ
ρ,
2

L w
P
Р
gL
d




(2)

где Руст – устьевое давление, МПа; ρ – плотность технологической жидкости, кг/м3; L – глубина 
скважины, м; λ ‒ коэффициент гидравлического сопротивления; d ‒ диаметр колонны насосно-
компрессорных труб, м; w ‒ скорость течения технологической жидкости по колонне труб, м/с.

Использование стандартных методов расчета потерь давления может привести к ошибке 

ввиду их неприменимости для условий течения вязко-пластических жидкостей по трубам. Наиболее 
правильным способом расчета гидравлических потерь следует считать методику, учитывающую 
свойства жидкостей и характер их течения. Именно поэтому на основании числа Рейнольдса 
подбирается метод расчета коэффициента гидравлического сопротивления в случае движения 
жидкости в насосно-компрессорных трубах, затрубном пространстве и интервале скважины от 
глубины спуска труб до забоя.