Вплив темпу видобутку природного газу на коефіцієнт газовилучення при нагнітанні діоксиду вуглецю 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

DOI:

https://doi.org/10.15587/2706-5448.2021.225603

Ключові слова:

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

Анотація

Об'єктом дослідження є газоконденсатні родовища, що розробляються в умовах прояву водонапірного режиму та негативного впливу пластової води на процес видобування природного газу. Результати проведених теоретичних та експериментальних досліджень доводять, що перспективним напрямом підвищення вуглеводневилучення з родовищ, які знаходяться на завершальній стадії розробки, є витіснення природного газу до видобувних свердловин шляхом нагнітання в продуктивні поклади невуглеводневих газів. Кінцевий коефіцієнт вилучення газу згідно з результатами лабораторних досліджень у випадку нагнітання невуглеводневих газів в продуктивні поклади залежить від типу витіснювального агенту та ступеня неоднорідності колектору. З метою вдосконалення існуючих технологій розробки родовищ за водонапірного режиму досліджено технологію нагнітання діоксиду вуглецю в поклад на межі початкового газоводяного контакту з використанням тривимірної моделі газоконденсатного покладу. Дослідження виконано для різних значень темпу видобутку природного газу. Дебіт видобувної свердловини для проведення розрахунків прийнято на рівні 30, 40, 50, 60, 70, 80 тис. м3/доб. На основі отриманих даних встановлено, що збільшення темпу видобутку природного газу позитивно впливає на процес розробки продуктивного покладу та призводить до збільшення коефіцієнтів газовилучення. За результатами статистичної обробки розрахункових даних визначено оптимальне значення темпу видобутку природного газу при нагнітанні діоксиду вуглецю в продуктивний поклад на межі початкового газоводяного контакту, що становить 55,93 тис. м3/доб. Кінцевий коефіцієнт газовилучення для наведеного оптимального значення темпу видобутку природного газу становить 64,99 %. Результати проведених досліджень свідчать про технологічну ефективність нагнітання діоксиду вуглецю в продуктивні поклади на межі початкового газоводяного контакту з метою сповільнення просування пластової води в продуктивні поклади та збільшення кінцевого коефіцієнту газовилучення.

Біографія автора

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

Посилання

  1. Boiko, V. S., Boiko, R. V., Keba, L. M., Seminskyi, O. V. (2006). Obvodnennia hazovykh i naftovykh sverdlovyn. Mizhnarodna ekonomichna fundatsiia. Kyiv, 791.
  2. Kondrat, R. M. (1992). Gazokondensatootdacha plastov. Moscow: Nedra, 255.
  3. 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
  4. Matkivskyi, S. V., Kovalchuk, S. O., Burachok, O. V., Kondrat, O. R., Khaidarova, L. I. ta in. (2020). Doslidzhennia vplyvu neznachnoho proiavu vodonapirnoi systemy na dostovirnist materialnoho balansu kolektoriv. Rozvidka ta rozrobka naftovykh i hazovykh rodovyshch, 2 (75), 43–51.
  5. Firoozabadi, A., Olsen, G., Golf-Racht, V. T. (1987). Residual Gas Saturation in Water-Drive Gas Reservoir. SPE California Regional Meeting held. Ventura, 319–322. doi: http://doi.org/10.2118/16355-MS
  6. Charles, S. R., Tracy, S. W., Farrar, R. L. (1999). Applied Reservoir Engineering. Vol. 1. OGCI Publications, Oil and Gas Consultants International, Inc. U.S.A., 480.
  7. 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.
  8. Doleschall, S., Szittar, A., Udvardi, G. (1992). Review of the 30 Years' Experience of the CO2 Imported Oil Recovery Projects in Hungary. International Meeting on Petroleum Engineering. Beijing. doi: http://doi.org/10.2118/22362-MS
  9. 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. Villahermosa. doi: http://doi.org/10.2118/58981-MS
  10. 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
  11. 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
  12. Chierici, G. L., Ciocci, G. M., Long, G. (1963). Experimental Research on Gas Saturation Behind the Water Front in Gas Reservoirs Subjected to Water Drive. Proc, Sixth World Pet. Cong. Frankfurt, Sec IV Paper 17-PD6, 483–498.
  13. Oldenburg С. M., Law D. H., Gallo Y. L. and White S. P. (2003). Mixing of CO2 and CH4 in Gas Reservoirs: Code Comparison Studies. Greenhouse Gas Control Technologies. Kyoto, 1, 443–448. doi: http://doi.org/10.1016/B978-008044276-1/50071-4
  14. Mamora, D. D., Seo, J. G. (2002). Enhanced Gas Recovery by Carbon Dioxide Sequestration in Depleted Gas Reservoirs. SPE Technical Conference and Exhibition. San Antonio. doi: http://doi.org/10.2118/77347-ms
  15. Pirson, S. J. (1950). Elements of oil reservoir engineering. New York: McGraw-Hill, 441.
  16. Malik, Q. M., Islam, M. R. (2000). CO2 Injection in the Weyburn Field of Canada: Optimization of Enhanced Oil Recovery and Greenhouse Gas Storage With Horizontal Wells. SPE Paper 59327. Presented at the 2000 SPE/DOE Improved Oil Recovery Symposium held. Tulsa, 25–33. doi: http://doi.org/10.2118/59327-MS
  17. Pyo, K., Damian-Diaz, N., Powell, M., Van Nieuwkerk, J. (2003). CO2 Flooding in Joffre Viking Pool. Canadian International Petroleum Conference. Calgary, 1–30. doi: http://doi.org/10.2118/2003-109
  18. Agustssen, H. and Grinestaff, G.H. (2004) A Study of IOR by CO2 Injection in the Gullfaks Field, Offshore Norway. SPE/DOE 14th Symposium on Improved Oil Recovery held. Tulsa, 1–14. doi: http://doi.org/10.2118/89338-MS
  19. Matkivskyi, S., Kondrat, O., Burachok, O. (2020). Investigation of the influence of the carbon dioxide (CO2) injection rate on the activity of the water pressure system during gas condensate fields development. Global Trends, Challenges and Horizons. Dnipro, 1–10. doi: http://doi.org/10.1051/e3sconf/202123001011
  20. Turta, A. T., Sim, S. S. K., Singhal, A. K., Hawkins, B. F. (2008). Basic Investigations on Enhanced Gas Recovery by Gas-Gas Displacement. Journal of Canadian Petroleum Technology, 47 (10). doi: http://doi.org/10.2118/08-10-39
  21. Clemens, T., Secklehner, S., Mantatzis, K., Jacobs, B. (2010). Enhanced Gas Recovery – Challenges shown at the example of three gas fields. SPE EUROPEC/EAGE Annual Conference and Exhibition. Barcelona. doi: http://doi.org/10.2118/130151-MS
  22. Tiwari, S., Suresh Kumar, M. (2001). Nitrogen Injection for Simultaneous Exploitation of Gas Cap. SPE Middle East Oil Show. Manama. doi: https://doi.org/10.2118/68169-MS
  23. 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
  24. Kondrat, O. R. (1997). Vydobutok zashchemlenoho hazu z obvodnenykh rodovyshch. Tezy nauk. -tekhn. Konf. Prof.-vykl. Skladu un-tu nafty i hazu. Ivano-Frankivsk: IFNTUNH, NDI NHT, 6.
  25. Burachok, O., Pershyn, D., Spyrou, C., Turkarslan, G., Nistor, M. L., Matkivskyi, S. et. al. (2020). Gas-Condensate PVT Fluid Modeling Methodology Based on Limited Data. EAGE 2020 Annual Conference & Exhibition Online. Amsterdam, 1–5. doi: http://doi.org/10.3997/2214-4609.202010155
  26. Whitson, C. H., Brule, M. R. (2000). Phase Behavior. Richardson, 240.

##submission.downloads##

Опубліковано

2021-02-26

Як цитувати

Матківський, С. В. (2021). Вплив темпу видобутку природного газу на коефіцієнт газовилучення при нагнітанні діоксиду вуглецю на початковому газоводяному контакті. Technology Audit and Production Reserves, 1(3(57), 6–11. https://doi.org/10.15587/2706-5448.2021.225603

Номер

Том 1 № 3(57) (2021): Хімічна інженерія

Розділ

Хіміко-технологічні системи: Оригінальне дослідження

Ліцензія

Авторське право (c) 2021 Сергей Васильевич Маткивский

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.