Вплив на коефіцієнт газовилучення тривалості періоду нагнітання азоту на початковому газоводяному контакті

Автор(и)

  • Сергій Васильович Матківський Івано-Франківський національний технічний університет нафти і газу; Український науково-дослідний інститут природних газів, Україна https://orcid.org/0000-0002-4139-1381
  • Олександр Романович Кондрат Івано-Франківський національний технічний університет нафти і газу, Україна https://orcid.org/0000-0003-4406-3890

DOI:

https://doi.org/10.15587/1729-4061.2021.224244

Анотація

Використовуючи цифрову тривимірну модель газоконденсатного покладу, досліджено процес нагнітання азоту на межі початкового газоводяного контакту за різних значень тривалості періоду нагнітання. Розрахунки проведені для тривалості періоду нагнітання азоту на рівні 5, 6, 8, 10, 12 та 14 місяців. Згідно результатів моделювання встановлено, що при збільшенні тривалості періоду нагнітання азоту в поклад зменшується період експлуатації видобувних свердловин до моменту прориву невуглеводневого газу. На основі аналізу технологічних показників розробки покладу встановлено, що завдяки впровадженню технології нагнітання азоту в поклад забезпечується скорочення обсягів видобутку пластової води. Накопичений видобуток води на момент прориву азоту у видобувні свердловини при тривалості періоду нагнітання 5 місяців складає 197,3 тис.м3, а для 14 місяців – 0,038 м3. За результатами статистичної обробки розрахункових даних визначено оптимальне значення тривалості періоду нагнітання азоту, яке становить 8,04 місяців. Кінцевий коефіцієнт газовилучення для оптимального періоду нагнітання невуглеводневого газу дорівнює 58,11 %, а при розробці продуктивного покладу на виснаження – 34,6 %. На основі результатів проведених досліджень встановлено технологічну ефективність нагнітання азоту в продуктивний поклад на границі початкового газоводяного контакту з метою сповільнення просування пластової води в газонасичені горизонти. Результати проведених досліджень дозволяють вдосконалити існуючі технології розробки родовищ вуглеводнів в умовах прояву водонапірного режиму. Використання результатів проведених досліджень на виробництві дозволить скоротити обсяги видобутку пластової води та підвищити кінцеві коефіцієнти газовилучення до 23,51 %

Біографії авторів

Сергій Васильович Матківський , Івано-Франківський національний технічний університет нафти і газу; Український науково-дослідний інститут природних газів

Аспірант

Кафедра видобування нафти і газу

Начальник відділу

Відділ проектування систем розробки родовищ вуглеводнів

Олександр Романович Кондрат , Івано-Франківський національний технічний університет нафти і газу

Доктор технічних наук, професор, завідувач кафедри

Кафедра видобування нафти і газу

Посилання

  1. Matkivskyi, S. V., Kovalchuk, S. I., Burachok, O. V., Kondrat, O. R., Khaidarova, L. I. (2020). Research of the water-pressure system small show influence on the material balance reliability. Prospecting and Development of Oil and Gas Fields, 2 (75), 43–51. doi: https://doi.org/10.31471/1993-9973-2020-2(75)-43-51
  2. Kondrat, R. M. (1992). Gazokondensatootdacha plastov. Moscow: Nedra, 255.
  3. Romi, A., Burachok, O., Nistor, M. L., Spyrou, C., Seilov, Y., Djuraev, O. et. al. (2019). Advantage of Stochastic Facies Distribution Modeling for History Matching of Multi-stacked Highly-heterogeneous Field of Dnieper-Donetsk Basin. Petroleum Geostatistics 2019. doi: https://doi.org/10.3997/2214-4609.201902188
  4. Ter-Sarkisov, P. M. (1999). Razrabotka mestorozhdeniy prirodnyh gazov. Moscow: "Nedra", 659.
  5. Firoozabadi, A., Olsen, G., van Golf-Racht, T. (1987). Residual Gas Saturation in Water-Drive Gas Reservoirs. SPE California Regional Meeting. doi: https://doi.org/10.2118/16355-ms
  6. Krivulya, S., Matkivskyi, S., Kondrat, O., Bikman, E. (2020). Approval of the technology of carbon dioxide injection into the V-16 water driven reservoir of the Hadiach field (Ukraine) under the conditions of the water pressure mode pages 1–2. Technology Audit and Production Reserves, 6 (1 (56)), 13–18. doi: https://doi.org/10.15587/2706-5448.2020.217780
  7. Sim, S. S.-K., Brunelle, P., Turta, A. T., Singhal, A. K. (2008). Enhanced Gas Recovery and CO2 Sequestration by Injection of Exhaust Gases From Combustion of Bitumen. SPE Symposium on Improved Oil Recovery. doi: https://doi.org/10.2118/113468-ms
  8. Turta, A. T., Sim, S. S. K., Singhal, A. K., Hawkins, B. F. (2007). Basic Investigations on Enhanced Gas Recovery by Gas-Gas Displacement. Canadian International Petroleum Conference. doi: https://doi.org/10.2118/2007-124
  9. Sim, S. S. K., Turta, A. T. Q., Singhal, A. K., Hawkins, B. F. (2009). Enhanced Gas Recovery: Effect of Reservoir Heterogeneity on Gas-Gas Displacement. Canadian International Petroleum Conference. doi: https://doi.org/10.2118/2009-023
  10. Sim, S. S. K., Turta, A. T., Singhal, A. K., Hawkins, B. F. (2008). Enhanced Gas Recovery: Factors Affecting Gas-Gas Displacement Efficiency. Canadian International Petroleum Conference. doi: https://doi.org/10.2118/2008-145
  11. Jikich, S. A., Smith, D. H., Sams, W. N., Bromhal, G. S. (2003). Enhanced Gas Recovery (EGR) with Carbon Dioxide Sequestration: A Simulation Study of Effects of Injection Strategy and Operational Parameters. SPE Eastern Regional Meeting. doi: https://doi.org/10.2118/84813-ms
  12. Clancy, J. P., Gilchrist, R. E. (1983). Nitrogen Injection Applications Emerge in the Rockies. SPE Rocky Mountain Regional Meeting. doi: https://doi.org/10.2118/11848-ms
  13. Kalra, S., Wu, X. (2014). CO2 injection for Enhanced Gas Recovery. SPE Western North American and Rocky Mountain Joint Meeting. doi: https://doi.org/10.2118/169578-ms
  14. Ermakov, P. P., Eremin, N. A. (1996). Nagnetanie azota v poristye sredy dlya uvelicheniya nefteotdachi. Geologiya, geofizika i razrabotka neftyanyh mestorozhdeniy, 11, 45–50.
  15. Canchucaja, R., Sueiro, M. (2018). Feasibility of Nitrogen Injection in a Multi-layered Lean Gas Condensate Reservoir. SPE Russian Petroleum Technology Conference. doi: https://doi.org/10.2118/191652-18rptc-ms
  16. Kondrat, O., Lukin, O., Smolovyk, L. (2019). Analysis of possibilities to increase oil recovery with the use of nitrogen in the context of deep oil deposits of the Dnipro-Donetsk oil-and-gas Ukrainian province. Mining of Mineral Deposits, 13 (4), 107–113. doi: https://doi.org/10.33271/mining13.04.107
  17. Kondrat, O. R., Kondrat, R. M. (2019). Pidvyshchennia hazovyluchennia z hazovykh rodovyshch na vodonapirnomu rezhymi shliakhom rehuliuvannia nadkhodzhennia zakonturnoi plastovoi vody i vydobutku zeshchemlenoho hazu. Naftohazova haluz Ukrainy, 4, 21–26.
  18. Ter-Sarkisov, P. M., Nikolaev, V. A., Guzhov, H. A., Rassohin, S. G. (2000). Tehnologiya zakachki azota dlya dobychi zashchemlennogo i nizkonapornogo gaza. Gazovaya promyshlennost', 4, 24–26.
  19. Khan, C., Amin, R., Madden, G. (2012). Economic Modelling of CO2 Injection for Enhanced Gas Recovery and Storage: A Reservoir Simulation Study of Operational Parameters. Energy and Environment Research, 2 (2). doi: https://doi.org/10.5539/eer.v2n2p65
  20. Tiwari, S., Kumar, M. S. (2001). Nitrogen Injection for Simultaneous Exploitation of Gas Cap. SPE Middle East Oil Show. doi: https://doi.org/10.2118/68169-ms
  21. Oldenburg, C., Law, D., Gallo, Y. L., White, S. (2003). Mixing of CO2 and CH4 in Gas ReservoirsCode Comparison Studies. Greenhouse Gas Control Technologies - 6th International Conference, 443–448. doi: https://doi.org/10.1016/B978-008044276-1/50071-4" target="_blank">https://doi.org/10.1016/B978-008044276-1/50071-4
  22. ECLIPSE. ECLIPSE Technical Description. Version 2020.1 (2020). Schlumberger, 1078.
  23. Petrel* Help. Version 2019.2. Mark of Schlumberger.
  24. Whitson, C. H., Brule, M. R. (2000). Phase Behavior. Vol. 20. Richardson, Texas, 240.
  25. Mysliuk, M. A., Zarubin, Yu. O. (1999). Modeliuvannia yavyshch i protsesiv u naftohazopromysloviy spravi. Ivano-Frankivsk: Ekor, 494.

##submission.downloads##

Опубліковано

2021-02-10

Як цитувати

Матківський , С. В., & Кондрат , О. Р. (2021). Вплив на коефіцієнт газовилучення тривалості періоду нагнітання азоту на початковому газоводяному контакті. Eastern-European Journal of Enterprise Technologies, 1(6 (109), 77–84. https://doi.org/10.15587/1729-4061.2021.224244

Номер

Том 1 № 6 (109) (2021): Технології органічних та неорганічних речовин

Розділ

Технології органічних та неорганічних речовин

Ліцензія

Авторське право (c) 2021 Serhii Matkivskyi, Oleksandr Kondrat

Creative Commons License

Ця робота ліцензується відповідно до Creative Commons Attribution 4.0 International License.

Закріплення та умови передачі авторських прав (ідентифікація авторства) здійснюється у Ліцензійному договорі. Зокрема, автори залишають за собою право на авторство свого рукопису та передають журналу право першої публікації цієї роботи на умовах ліцензії Creative Commons CC BY. При цьому вони мають право укладати самостійно додаткові угоди, що стосуються неексклюзивного поширення роботи у тому вигляді, в якому вона була опублікована цим журналом, але за умови збереження посилання на першу публікацію статті в цьому журналі.

Ліцензійний договір – це документ, в якому автор гарантує, що володіє усіма авторськими правами на твір (рукопис, статтю, тощо).
Автори, підписуючи Ліцензійний договір з ПП «ТЕХНОЛОГІЧНИЙ ЦЕНТР», мають усі права на подальше використання свого твору за умови посилання на наше видання, в якому твір опублікований. Відповідно до умов Ліцензійного договору, Видавець ПП «ТЕХНОЛОГІЧНИЙ ЦЕНТР» не забирає ваші авторські права та отримує від авторів дозвіл на використання та розповсюдження публікації через світові наукові ресурси (власні електронні ресурси, наукометричні бази даних, репозитарії, бібліотеки тощо).
За відсутності підписаного Ліцензійного договору або за відсутністю вказаних в цьому договорі ідентифікаторів, що дають змогу ідентифікувати особу автора, редакція не має права працювати з рукописом.
Важливо пам’ятати, що існує і інший тип угоди між авторами та видавцями – коли авторські права передаються від авторів до видавця. В такому разі автори втрачають права власності на свій твір та не можуть його використовувати в будь-який спосіб.