Апробація технології нагнітання діоксиду вуглецю в поклад горизонту В–16 Гадяцького родовища (Україна) в умовах прояву водонапірного режиму

Автор(и)

  • Serhii Krivulya Філія АТ «Укргазвидобування» Український науково-дослідний інститут природних газів, Гімназійна набережна, 20, м. Харків, Україна, 61010, Україна https://orcid.org/0000-0003-2005-1828
  • 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
  • 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
  • Efim Bikman Український науково-дослідний інститут природних газів, Гімназійна набережна, 20, м. Харків, Україна, 61010, Україна https://orcid.org/0000-0001-9781-7954

DOI:

https://doi.org/10.15587/2706-5448.2020.217780

Ключові слова:

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

Анотація

Об'єктом дослідження є газоконденсатні поклади, що розробляються в умовах прояву водонапірного режиму. Для удосконалення існуючих технологій витіснення залишкових запасів газу діоксидом вуглецю з родовищ, що розробляються при водонапірному режимі, проведено дослідження з використанням основних інструментів гідродинамічного моделювання Eclipse та Petrel компанії Schlumberger (США). Технологію нагнітання діоксиду вуглецю апробовано до умов покладу горизонту В-16 Гадяцького нафтогазоконденсатного родовища (Україна). Згідно з результатами проведених досліджень встановлено, що завдяки нагнітанню невуглеводневого газу знижуються обсяги видобутку пластової води порівняно з варіантом розробки на виснаження. На основі отриманих результатів моделювання здійснено розрахунок величини прогнозних коефіцієнтів вилучення вуглеводнів на момент прориву діоксиду вуглецю у видобувні свердловини за величиною накопиченого видобутку пластової води. Згідно проведених розрахунків встановлено, що впровадження технології вторинного видобутку вуглеводнів забезпечує значно вищі кінцеві коефіцієнти вуглеводневилучення порівняно з розробкою покладу на виснаження. Прогнозний коефіцієнт газовилучення при нагнітанні діоксиду вуглецю в поклад горизонту В-16 збільшується на 2,95 % від величини залишкових запасів газу, а коефіцієнт вилучення конденсату для цих умов на 1,24 %. За результатами проведених досліджень встановлено технологічну ефективність використання діоксиду вуглецю в якості агенту нагнітання для підвищення вуглеводневилучення з покладів, для яких характерний водонапірний режим розробки. Згідно з результатами моделювання впровадження технології нагнітання діоксиду вуглецю в поклад горизонту В-16 Гадяцького нафтогазоконденсатного родовища дозволяє значно збільшити вуглеводневилучення з покладів, тим самим підвищити видобувні можливості родовища.

Біографії авторів

Serhii Krivulya, Філія АТ «Укргазвидобування» Український науково-дослідний інститут природних газів, Гімназійна набережна, 20, м. Харків, Україна, 61010

Кандидат геологічних наук, директор філії

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

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

Efim Bikman, Український науково-дослідний інститут природних газів, Гімназійна набережна, 20, м. Харків, Україна, 61010

Заступник директора з розробки нафтогазових родовищ

Посилання

  1. Kondrat, R. M. (1992). Gazokondensatootdacha plastov. Moscow: Nedra, 255.
  2. 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.
  3. Rassokhin, G. V. (1997). Zavershaiuschaia stadiia razrabotki gazovykh i gazokondensatnykh mestorozhdenii. Moscow: Nedra, 184.
  4. Boiko, V. S., Boiko, R. V., Keba, L. M., Seminskyi, O. V. (2006). Obvodnennia hazovykh i naftovykh sverdlovyn. Kyiv: Mizhnarodna ekonomichna fundatsiia, 791.
  5. 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
  6. Knapp, R. M., Henderson, J. H., Dempsey, J. R., Coats, K. H. (1968). Calculation of Gas Recovery Upon Ultimate Depletion of Aquifer Storage. Journal of Petroleum Technology, 20 (10), 1129–1132. doi: http://doi.org/10.2118/1815-pa
  7. Rassokhin, G. V., Leontev, I. A., Petrenko, V. I. et. al. (1973). Vliianie obvodneniia mnogoplastovykh gazovykh i gazokondensatnykh mestorozhdenii na ikh razrabotku. Moscow: Nedra, 264.
  8. Rczaee, M., Rostami, B., Mojarad, M. (2013). Experimental Determination of Optimized Production Rate and its Upscaling Analysis in Strong Water Drive Gas Reservoirs. International Petroleum Technology Conference held in Beijing, 1–11. doi: http://doi.org/10.2523/IPTC-16938-Abstract
  9. Anikeev, D. P., Zakirov, S. N., Kondrat, A. R. (2013). Vozmozhnosti uvelicheniia KIG pri razrabotke zalezhei gaza s podoshvennoi vodoi. Gazovaia promyshlennost, 9 (695), 51–53.
  10. Zakirov, S. N., Indrupskii, I. M., Zakirov, E. S. et. al. (2004). Novye printsipy i tekhnologii razrabotki mestorozhdenii nefti i gaza. Ch. 2. Moscow-Izhevsk: Institut kompiuternykh tekhnologii, 484.
  11. Zakirov, S. N., Zakirov, I. S., Batanova, M. N. et. al. (2004). Novye printsipy i tekhnologii razrabotki mestorozhdenii nefti i gaza. Ch. 1. Moscow-Izhevsk: Institut kompiuternykh tekhnologii, 520.
  12. Sim, S. S. K., Turta, A. T., Singhal, A. K., Hawkins, B. F. (2009). Enhanced Gas Recovery: Effect of Reservoir Heterogeneity on Gas-Gas Displacement. Canadian International Petroleum Conference. Calgary. doi: http://doi.org/10.2118/2009-023
  13. 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
  14. 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. Pittsburgh. doi: https://doi.org/10.2118/84813-ms
  15. Kondrat, O., Matkivskyi, S. (2020). Research of the influence of the grid density of injection wells on the gas extraction coefficient when injecting carbon dioxide into reservoir. Technology Audit and Production Reserves, 5 (1 (55)), 12–17. doi: http://doi.org/10.15587/2706-5448.2020.215074
  16. Matkіvskii, S. V., Kondrat, O. R. (2020). Vpliv trivalostі perіodu nagnіtannia dіoksidu vugletsiu na gazoviluchennia v umovakh proiavu vodonapіrnogo rezhimu. Study of modern problems of civilization. Oslo, 135–139.
  17. 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
  18. Aziz, K., Settari, A. (1979). Petroleum Reservoir Simulation. London: Applied Science Publishers, 135–139.
  19. Crichlow, H. B. (1977). Modern Reservoir Engineering – A Simulation Approach. New Jersey: Prentice-Hall Inc., Englewood Cliffs, 354.
  20. Matkіvskii, S. V., Kondrat, O. R. (2020). Vpliv trivalostі perіodu nagnіtannia azotu v produktivnі pokladi na kharakter prosuvannia plastovoi vodi. About the problems of science and practice, tasks and ways to solve them. Mіlan, 137–140.
  21. Ancell, K. L., Manhart, T. A. (1987). Secondary Gas Recovery from a Water-Drive Gas Reservoir: A Case Study. SPE Annual Technical Conference and Exhibition. Dallas. doi: http://doi.org/10.2118/16944-MS
  22. 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
  23. 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: http://doi.org/10.5539/eer.v2n2p65
  24. Tiwari, S., Suresh Kumar, M. (2001). Nitrogen Injection for Simultaneous Exploitation of Gas Cap. SPE Middle East Oil Show. Manama. doi: http://doi.org/10.2118/68169-MS
  25. 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.

##submission.downloads##

Опубліковано

2020-12-30

Як цитувати

Krivulya, S., Matkivskyi, S., Kondrat, O., & Bikman, E. (2020). Апробація технології нагнітання діоксиду вуглецю в поклад горизонту В–16 Гадяцького родовища (Україна) в умовах прояву водонапірного режиму. Technology Audit and Production Reserves, 6(1(56), 13–18. https://doi.org/10.15587/2706-5448.2020.217780

Номер

Том 6 № 1(56) (2020): Виробничо-технологічні системи

Розділ

Технології та системи енергопостачання: Оригінальне дослідження

Ліцензія

Авторське право (c) 2020 Serhii Krivulya, Serhii Matkivskyi, Oleksandr Kondrat, Efim Bikman

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.