Інноваційні методи підвищення ефективності видобутку на свердловинах з піскопроявами: технологічні показники та їх роль

Шахін Ісмаїлов Заур Мірзаєв
Отримано 20.07.2025, Доопрацьовано 02.12.2025, Прийнято 24.12.2025
Анотація

Піскопрояви у видобувних і нагнітальних свердловинах є критичним фактором, що знижує продуктивність і надійність експлуатації, що зумовлює необхідність інноваційних методів контролю. Метою даного дослідження була розробка наукових основ підвищення виробничої ефективності свердловин, схильних до піскопроявів, із застосуванням інноваційних технік контролю піску та системи ключових показників ефективності їх впровадження на прикладі типових офшорних умов видобутку. У роботі застосовано чисельне моделювання, сценарний аналіз з використанням алгоритмів довгої короткострокової пам’яті та рекуррентних блоків з керованим оновленням, імітація процесів у цифровому двійнику свердловини, а також проведено верифікацію результатів за стандартами American Petroleum Institute Recommended Practice 14E та ISO 17824:2009. Встановлено, що впровадження інтелектуальних систем моніторингу дозволяє підвищити точність виявлення піскових проявів з 65 % до 85 % і знизити кількість пропусків подій на 40 % в порівнянні з пороговими схемами. Середній час роботи свердловини без винесення частинок збільшився майже в 1.5 рази, а питомі експлуатаційні витрати знизилися на 20 %. Практичні кейси «до/після» показали, що обмеження депресії в поєднанні з модернізацією фільтруючої системи збільшує стійкість роботи (зростання sand-free часу з ~45 % до ~70 %), а керована прокачка з хімічною стабілізацією знижує skin-фактор з ~6 до ~2.5 при зростанні коефіцієнта продуктивності на 12-15 %. Отримані результати демонструють, що інтеграція цифрових двійників, алгоритмів предиктивного аналізу та комбінованих фізичних і хімічних методів формує нову парадигму управління піскопроявами. Це забезпечує узгоджене зростання продуктивності, надійності та екологічної стійкості, підтверджуючи стратегічний потенціал цифрової трансформації в нафтогазовій галузі

Ключові слова:
цифровий двійник; замулювання; skin-фактор; коефіцієнт продуктивності; нафтогазова галузь; моделі штучного інтелекту

Взято з Том 59, № 2, 2025

Сторінки 32–45

Використані джерела ЦИТУВАТИ
  1. Abduljabbar, A., Amadi, A., Mohyaldinn, M.E., Ridha, S., Younis, O., & Alakbari, F.S. (2024). Sand screens application and performance for sand control: A review of selection criteria, screen materials, and causes of failure. Heliyon, 10(10), article number e30731. doi: 10.1016/j.heliyon.2024.e30731.
  2. Ali, M., Zhu, P., Jiang, R., Huolin, M., Ashraf, U., Zhang, H., & Hussain, W. (2024). Data-driven lithofacies prediction in complex tight sandstone reservoirs: A supervised workflow integrating clustering and classification models. Geomechanics and Geophysics for Geo-Energy and Geo-Resources, 10, article number 70. doi: 10.1007/s40948024-00787-5.
  3. American Petroleum Institute. (1991). Recommended practice for design and installation of offshore production platform piping systems: API recommended practice 14E (RP 14E). Retrieved from https://m.saigaogroup.com/ uploads/file/api-14e-standard.pdf.
  4. Araujo-Guerrero, E., Alzate-Espinosa, G., Cross-Arroyave, Y., Vega-Niño, Y.P., Cartagena-Pérez, D.F., & Naranjo-Agudelo, A.J. (2021). A new methodology for selecting sand control or sand management as strategy in wells with sand production potential. In ISRM international symposium geomechanics. Lisboa: ISRM.
  5. Asfha, D.T., Latiff, A.H.A., Otchere, D.A., Tackie-Otoo, B.N., Babikir, I., Rafi, M., Riyadi, Z.A., Pudra, A.D., & Adeniyi, B.A. (2024). Mechanisms of sand production, prediction – a review and the potential for fiber optic technology and machine learning in monitoring. Journal of Petroleum Exploration and Production Technology, 14(10), 2577-2616. doi: 10.1007/s13202-024-01860-1.
  6. BP Azerbaijan. (n.d.). ACG technology. Retrieved from https://surl.li/hxhqdz.
  7. Deng, F., Huang, B., Li, X., Liu, J., Li, G., Xu, Y., & Yin, B. (2022). Review of sand control and sand production in a gas hydrate reservoir. Energy & Fuels, 36(19), 11712-11723. doi: 10.1021/acs.energyfuels.2c02108.
  8. Hasanov, Z., Allahverdiyev, P., Ibrahimov, F., Mendoza, A., Thiruvenkatanathan, P., Noble, L., & Stapley, J. (2021). Production optimization of sanding horizontal wells using a distributed acoustic sensing (DAS) sand monitoring system: A case study from the ACG field in Azerbaijan. In SPWLA 62nd annual logging symposium. Houston: Society of Petrophysicists and Well Log Analysts. doi: 10.30632/SPWLA-2021-0001.
  9. He, X., Pang, Z., Ren, L., Zhao, L., Lu, X., Wang, Y., & Liu, P. (2024). A critical review on analysis of sand producing and sand-control technologies for oil well in oilfields. Frontiers in Energy Research, 12, article number 1399033. doi: 10.3389/fenrg.2024.1399033.
  10. Ismail, N.I., Kuang, S., & Yu, A. (2021). CFD-DEM study of particle-fluid flow and retention performance of sand screen. Powder Technology, 378(A), 410-420. doi: 10.1016/j.powtec.2020.10.012.
  11. ISO 17824:2009. (2009). Petroleum and natural gas industries – downhole equipment – sand screens. Retrieved from https://www.iso.org/standard/44632.html.
  12. Issa, M.A., Hadi, F.A., & Nygaard, R. (2022). Coupled reservoir geomechanics with sand production to minimize the sanding risks in unconsolidated reservoirs. Petroleum Science and Technology, 40(9), 1065-1083. doi: 10.1080/10916466.2021.2014522.
  13. Jafarov, E., et al. (2024). First three thru-tubing sand control remedial works using ceramic screen in ACG field: Design, execution, evaluation, and strategy for next jobs. In SPE/ICoTA well intervention conference and exhibition (article number SPE-218341-MS). Woodlands: Society of Petroleum Engineers. doi: 10.2118/218341-MS.
  14. Kazidenov, D., Omirbekov, S., Zhanabayeva, M., & Amanbek, Y. (2025). Experimental and numerical study of the effect of polymer flooding on sand production in poorly consolidated porous media. Geoenergy Science and Engineering, 249, article number 213746. doi: 10.1016/j.geoen.2025.213746.
  15. Kerya, N., Leong, D.G., & Apiwathanasorn, S. (2022). Sand management strategy in offshore gas field in the Gulf of Thailand. In Offshore technology conference Asia (article number OTC-31499-MS). Kuala Lumpur: OTC. doi: 10.4043/31499-MS.
  16. Kueh, J.Z., et al. (2022). Sand consolidation treatment: durability in an alternative primary sand control method for a marginal reservoir. In International petroleum technology conference (article number IPTC-22318-MS). Riyadh: IPTC. doi: 10.2523/IPTC-22318-MS.
  17. Kukshal, A., Sharma, R., Kalita, H.J., Yeshwantth, G.M., Jamwal, V.D., & Lal, H. (2024). Determination of regions prone to sand production and the linkage to fluid flow rates by integrating rock strength parameters and microphotographs in the southern onshore basin, India. Journal of Petroleum Exploration and Production Technology, 14(2), 645-663. doi: 10.1007/s13202-023-01728-w.
  18. Li, Y., Sun, W., & Tang, Y. (2024). Current status and prospects of sand control technology in oilfield production: Technological advances, challenges, and development directions. Advances in Resources Research, 4(4), 604-623. doi: 10.50908/arr.4.4_604.
  19. Ma, C., Deng, J., Dong, X., Sun, D., Feng, Z., Yan, X., Hui, C., & Tian, D. (2021). Comprehensive experimental study on the sand retention media of pre-filled sand control screens. Particulate Science and Technology, 39(3), 261-270. doi: 10.1080/02726351.2019.1687628.
  20. Ma, C., Dou, Y., Deng, J., Hui, C., Zhao, K., Feng, Y., & Dou, L. (2024). Numerical simulations of sand-screen performance in unconsolidated prepacked gravel screen. Energy Science & Engineering, 12(3), 983-1003. doi: 10.1002/ese3.1635.
  21. Miri, R., Salimi, M., Stewart, S., Gonzalez, J.M.B., Suárez, C.M., & Nouri, A. (2024). Sand control screen selection for cased dual-annulus gas offshore wells based on scaled laboratory tests. Canadian Journal of Chemical Engineering, 102(5), 1957-1969. doi: 10.1002/cjce.25159.
  22. Murillo, S., Santamaria, V., Quevedo, H., Barrero, J., Peñaloza, J., Jimenez, E., Gomez, E., & Kwok, C.K. (2025). Unblocking flow assurance and transport uncertainties in oil wells with high sand production with dynamic simulation. In Offshore technology conference (article number OTC-35973-MS). Houston: OTC. doi: 10.4043/35973-MS.
  23. Nie, S., Li, H., Hu, Z., Wen, M., Gao, S., Zhang, H., Luo, H., & Zhang, L. (2023). A review of the research status and development prospects for gravel packing sand control in horizontal wells. Geoenergy Science and Engineering, 229, article number 212152. doi: 10.1016/j.geoen.2023.212152.
  24. Peretomode, E., Oluyemi, G., & Faisal, N.H. (2022). Sand production due to chemical-rock interaction. A review. Engineering Failure Analysis, 142, article number 106745. doi: 10.1016/j.engfailanal.2022.106745.
  25. Rodríguez, M., Carvajal, O., Khaksar, A., Maia, D., & Furuie, R. (2025). Assessing sanding risks and sand control options using a geomechanical approach in a deepwater oil field, Brazil. In ARMA US rock mechanics/ geomechanics symposium (article number ARMA-2025-0698). Santa Fe: ARMA. doi: 10.56952/ARMA-20250698.
  26. Soroush, M., Hosseini, S.A., Roostaei, M., Pourafshary, P., Mahmoudi, M., Ghalambor, A., & Fattahpour, V. (2020). Challenges and potentials for sand control design and management in oil reservoirs of Kazakhstan. In SPE international conference and exhibition on formation damage control (article number SPE-199247-MS). Lafayette: Society of Petroleum Engineers. doi: 10.2118/199247-MS.
  27. Soroush, M., Roostaei, M., Hosseini, S.A., Mohammadtabar, M., Pourafshary, P., Mahmoudi, M., Chalambor, A., & Fattahpour, V. (2021). Challenges and potentials for sand and flow control and management in the sandstone oil fields of Kazakhstan: A literature review. SPE Drilling & Completion, 36(1), 208-231. doi: 10.2118/199247-PA.
  28. Su, N.C., Jusof, S.A.I., Zainal, A.Z., Jian, Y.Y., Xian, C.K., Laziz, A.M., Mauhammad, M.F., Khan, J.A., Abdullah, A.H., & Maoinser, M.A. (2025). Enhancing sand screen performance with integrated slurry testing and CFD-DEM modelling. Heliyon, 11(1), article number e40877. doi: 10.1016/j.heliyon.2024.e40877.
  29. Subbiah, S.K., Samsuri, A., Mohamad-Hussein, A., Jaafar, M.Z., Chen, Y.R., & Kumar, R.R. (2021). Root cause of sand production and methodologies for prediction. Petroleum, 7(3), 263-271. doi: 10.1016/j.petlm.2020.09.007.
  30. Suleimanov, B.A., Abbasov, H.F., & Ismailov, S.Z. (2024). A comprehensive review on sand control in oil and gas wells part I. Mechanical techniques. Socar Proceedings, 3, 9-23. doi: 10.5510/OGP20240300988.
  31. Wu, N., Li, Y., Chen, Q., Liu, C., Jin, Y., Tan, M., Dong, L., & Hu, G. (2021). Sand production management during marine natural gas hydrate exploitation: Review and an innovative solution. Energy & Fuels, 35(6), 4617-4632. doi: 10.1021/acs.energyfuels.0c03822.
  32. Xiao, Y., Agrawal, M., Vaziri, H., & Anthony, R. (2024). Sanding in sliding sleeve completed wells without sand control in moderately competent sand-prone reservoir formations: A field case. Rock Mechanics and Rock Engineering. doi: 10.1007/s00603-024-03984-6.
  33. Xu, Z., Shen, K., Zhou, J., Huang, Q., Liu, P., Du, J., & Wu, J. (2024). Chemical sand production control: A review of materials, methods and characterization. Frontiers in Energy Research, 12, article number 1424059. doi: 10.3389/ fenrg.2024.1424059.
  34. Zheng, X., Shi, J., Cao, G., Yang, N., Cui, M., Jia, D., & Liu, H. (2022). Progress and prospects of oil and gas production engineering technology in China. Petroleum Exploration and Development, 49(3), 644-659. doi: 10.1016/S18763804(22)60054-5.
  35. Zhiliang, W., Shimao, Z., Hao, Z., Ketao, H., Junwei, S., Manlai, Z., & Ruiquan, L. (2025). Analysis of the migration patterns of sand particles below the screw pump in wells based on experiments and numerical simulations. Scientific Reports, 15, article number 22161. doi: 10.1038/s41598-025-03470-1.
Ismayilov, Sh., & Mirzayev, Z. (2025). Innovative methods for improvement of production efficiency at wells with sand production: Technological metrics and their role. Mining Journal of Kryvyi Rih National University, 59(2), 32-45. https://doi.org/10.31721/2306-5435-2025-2-32-45
uk