Дослідження впливу щільності сітки нагнітальних свердловин на коефіцієнт газовилучення при нагнітанні діоксиду вуглецю в поклад

Автор(и)

  • Oleksandr Kondrat Івано-Франківський національний технічний університет нафти і газу, вул. Карпатська, 15, м. Івано-Франківськ, Україна, 76019, Україна https://orcid.org/0000-0003-4406-3890
  • Serhii Matkivskyi Івано-Франківський національний технічний університет нафти і газу, вул. Карпатська, 15, м. Івано-Франківськ, Україна, 76019 Український науково-дослідний інститут природних газів, Гімназійна набережна, 20, м. Харків, Україна, 61010, Україна https://orcid.org/0000-0002-4139-1381

DOI:

https://doi.org/10.15587/2706-5448.2020.215074

Ключові слова:

3D модель родовища, газоконденсатний поклад, водонапірний режим, защемлений газ, нагнітання діоксиду вуглецю.

Анотація

Об'єктом дослідження є газові та газоконденсатні родовища, що розробляються в умовах прояву водонапірного режиму розробки та негативного впливу пластової води на процес видобування природного газу. З метою вдосконалення існуючих технологій розробки родовищ природного газу в умовах прояву водонапірного режиму розробки продуктивних покладів проведено дослідження з використанням основних інструментів гідродинамічного моделювання Eclipse та Petrel компанії Schlumberger (США). На основі тривимірної цифрової моделі газоконденсатного покладу досліджено вплив щільності нагнітальних свердловин на коефіцієнт вилучення природного газу при нагнітанні діоксиду вуглецю в продуктивні поклади на межі газоводяного контакту. Дослідження проведено для різної кількості нагнітальних свердловин (4, 6, 8, 12, 16 свердловин), які рівномірно розміщені по периметру початкового газоводяного контакту. Згідно результатів проведених розрахунків встановлено, що видобуток пластової води при збільшенні щільності сітки свердловин зменшується. У випадку використання 4 свердловин для нагнітання діоксиду вуглецю в продуктивний поклад накопичений видобуток пластової води на кінець розробки склав 169,71 тис. м3. При збільшенні кількості нагнітальних свердловин до 16 одиниць накопичений видобуток пластової води скоротився до 0,066 м3. Такий результат досягається завдяки більш повному охопленню діоксидом вуглецю периметру газоносності та створенню штучного бар’єру між водою та природним газом, який призводить до більш ефективного блокування просування пластової води в продуктивні поклади. Згідно результатів статистичної обробки розрахункових даних визначено оптимальне значення кількості нагнітальних свердловин при нагнітанні діоксиду вуглецю в поклад. Оптимальне значення кількості нагнітальних свердловин на момент прориву діоксиду вуглецю в першу видобувну становить 7,86 (8) свердловин. Максимальне значення кількості нагнітальних свердловин згідно результатів статистичної обробки складає 6,8 (7) свердловин. Кінцевий коефіцієнт газовилучення для наведеного оптимального значення нагнітальних становить 61,88 %. На основі проведених розрахунків встановлено технологічну ефективність використання в якості агенту нагнітання діоксиду вуглецю на межі газоводяного контакту з метою попередження вибіркового обводнення продуктивних покладів та видобувних свердловин.

Біографії авторів

Oleksandr Kondrat, Івано-Франківський національний технічний університет нафти і газу, вул. Карпатська, 15, м. Івано-Франківськ, Україна, 76019

Доктор технічних наук, професор, завідувач кафедри

Кафедра видобування нафти і газу

Serhii Matkivskyi, Івано-Франківський національний технічний університет нафти і газу, вул. Карпатська, 15, м. Івано-Франківськ, Україна, 76019 Український науково-дослідний інститут природних газів, Гімназійна набережна, 20, м. Харків, Україна, 61010

Аспірант

Кафедра видобування нафти і газу

Начальник відділу

Відділ проектування систем розробки родовищ вуглеводнів

Посилання

  1. Boiko, V. S., Kondrat, R. M., Yaremiichuk, R. S. (1996). Dovidnyk z naftohazovoi spravy. Kyiv: Lviv, 620.
  2. Kondrat, O. R., Kondrat, R. M. (2019). Pidvyshchennia hazovyluchennia z hazovykh rodovyshch pry vodonapirnomu rezhymi shliakhom rehuliuvannia nadkhodzhennia zakonturnoi plastovoi vody i vydobutku zeshchemlenoho hazu. Naftohazova haluz Ukrainy, 4, 21–26.
  3. Boiko, V. S., Boiko, R. V., Keba, L. M., Seminskyi, O. V. (2006). Obvodnennia hazovykh i naftovykh sverdlovyn. Mizhnarodna ekonomichna fundatsiia. Kyiv, 791.
  4. Gamal, M., Khairy, M., El-Banbi, A. H., Saad, S. M. (2016). An Approach for Determination of the Economically Optimal Production Controlling Parameters from Water Drive Oil Reservoirs. SPE Kingdom of Saudi Arabia Annual Technical Symposium and Exhibition. Dammam. doi: http://doi.org/10.2118/182842-ms
  5. Matkivskyi, S. V., Kovalchuk, S. O., Burachok, O. V., Kondrat, O. R., Khaidarova, L. I. (2020). Doslidzhennia vplyvu neznachnoho proiavu vodonapirnoi systemy na dostovirnist materialnoho balansu kolektoriv. Rozvidka ta rozrobka naftovykh i hazovykh rodovyshch, 2 (75), 43–51. doi: http://doi.org/10.31471/1993-9973-2020-2(75)-43-51
  6. Ter-Sarkisov, P. M. (1999). Razrabotka mestorozhdenii prirodnykh gazov. Moscow: Nedra, 659.
  7. Kondrat, R. M. (2005). Active Influence on the Development of Natural Gas Fields with Water Drive Regime with the Aim of Increasing Gas Condensate Extraction. Nauka ta Innovacii, 1 (5), 12–23. doi: http://doi.org/10.15407/scin1.05.012
  8. Geffen, T. M., Parrish, D. R., Haynes, G. W., Morse, R. A. (1952). Efficiency of Gas Displacement From Porous Media by Liquid Flooding. Journal of Petroleum Technology, 4 (2), 29–38. doi: http://doi.org/10.2118/952029-g
  9. Chierici, G. L., Ciocci, G. M., Iong, G. (1963). Experimental Research on Gas Saturation Behind the Water Front in Gas Reservoirs Subjected to Water Drive. Proc. Sixth World Pet. Cong. Sec IV Paper 17-PD6. Frankfurt, 483–498.
  10. Mirzadzhanzade, A. Kh., Durmishian, A. G., Kovalev, A. G. (1967). Razrabotka gazokondensatnykh mestorozhdenii. Moscow: Nedra, 356.
  11. Zakirov, S. N., Korotaev, Iu. P., Kondrat, R. M. et. al. (1976). Teoriia vodonapornogo rezhima gazovykh mestorozhdenii. Moscow: Nedra, 240.
  12. 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. Tulsa. doi: http://doi.org/10.2118/113468-ms
  13. Podiuk, V. G., Ter-Sarkisov, R. M., Nikolaev, V. A. et. al. (2000). Vytesnenie zaschemlennogo gaza azotom iz obvodnivshegosia plasta. Gazovaia promyshlennost, 12, 33–34.
  14. Al-Hashami, A., Ren, S. R., Tohidi, B. (2005). CO2 Injection for Enhanced Gas Recovery and Geo-Storage Reservoir Simulation and Economics. SPE Europec/EAGE Annual Conference. Madrid, 1–7. doi: http://doi.org/10.2118/94129-ms
  15. Clancy, J. P., Gilchrist, R. E. (1983). Nitrogen injection Applications Emerge in the Rockies. SPE Rocky Mountain Regional Meeting. Salt Lake City. doi: http://doi.org/10.2118/11848-ms
  16. Ogolo, N. A., Isebor, J. O., Onyekonwu, M. O. (2014). Feasibility Study of Improved Gas Recovery by Water Influx Control in Water Drive Gas Reservoirs. SPE Nigeria Annual International Conference and Exhibition. Lagos. doi: http://doi.org/10.2118/172364-ms
  17. Matkivskyi, S. V., Kondrat, O. R. (2020). Vplyv tryvalosti periodu nahnitannia dioksydu vuhletsiu na hazovyluchennia v umovakh proiavu vodonapirnoho rezhymu. Study of modern problems of civilization. Oslo, 135–139.
  18. Cruz Lopez, J. A. (2000). Gas Injection As A Method For Improved Recovery In Gas-Condensate Reservoirs With Active Support. SPE International Petroleum Conference and Exhibition in Mexico. Villahermosa. doi: http://doi.org/10.2118/58981-ms
  19. Whitson, C. H., Brule, M. R. (2000). Phase Behavior. Richardson, 240.
  20. Burachok, O. V., Pershyn, D. V., Matkivskyi, S. V., Bikman, Ye. S., Kondrat, O. R. (2020). Osoblyvosti vidtvorennia rivniannia stanu hazokondensatnykh sumishei za umovy obmezhenoi vkhidnoi informatsii. Rozvidka ta rozrobka naftovykh i hazovykh rodovyshch, 1 (74), 82–88. doi: http://doi.org/10.31471/1993-9973-2020-1(74)-82-88

##submission.downloads##

Опубліковано

2020-10-30

Як цитувати

Kondrat, O., & Matkivskyi, S. (2020). Дослідження впливу щільності сітки нагнітальних свердловин на коефіцієнт газовилучення при нагнітанні діоксиду вуглецю в поклад. Technology Audit and Production Reserves, 5(1(55), 12–17. https://doi.org/10.15587/2706-5448.2020.215074

Номер

Том 5 № 1(55) (2020): Виробничо-технологічні системи

Розділ

Технології та системи енергопостачання: Оригінальне дослідження

Ліцензія

Авторське право (c) 2020 Oleksandr Kondrat, Serhii Matkivskyi

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.