Вплив щільності сітки нагнітальних свердловин на регулювання процесу обводнення газоконденсатних покладів шляхом нагнітання діоксиду вуглецю

Ключові слова: 3D-модель родовища, газоконденсатний поклад, водонапірний режим, защемлений газ, нагнітання діоксиду вуглецю

Анотація

Використовуючи цифрову тривимірну модель газоконденсатного родовища, досліджено вплив щільності сітки нагнітальних свердловин на регулювання процесу обводнення родовища під час нагнітання діоксиду вуглецю в продуктивні поклади на межі початкового газоводяного контакту. Згідно з результатами моделювання встановлено, що видобуток пластової води зі збільшенням щільності сітки нагнітальних свердловин зменшується. У разі використання чотирьох нагнітальних свердловин для нагнітання діоксиду вуглецю в продуктивні поклади накопичений видобуток пластової води на кінець розробки становить 169,71 тис. м3. Зі збільшенням щільності сітки нагнітальних свердловин до 16 одиниць накопичений видобуток пластової води скорочується до 0,066 м3. Такий результат досягається завдяки повнішому охопленню діоксидом вуглецю периметра газоносності та створенню надійного штучного бар’єра між водою й природним газом, який забезпечує ефективне блокування просування пластових вод у газонасичені інтервали продуктивних горизонтів. Зниження активності водонапірної системи зумовлює стабільну експлуатацію видобувних свердловин упродовж тривалішого періоду дорозробки покладу. На основі результатів проведених розрахунків визначено максимальне значення кількості нагнітальних свердловин на момент прориву діоксиду вуглецю до видобувних свердловин, яке становить 6,41 (6) свердловин. Прогнозний ступінь вилучення природного газу для наведеного максимального значення кількості нагнітальних свердловин становить 64,05 %, а в разі розроблення покладу на виснаження – 51,72 %. Результати проведених досліджень свідчать про технологічну ефективність нагнітання діоксиду вуглецю в продуктивні поклади на межі початкового газоводяного контакту з метою зниження активності водонапірної системи та збільшення ступеня вилучення природного газу для умов конкретного покладу.

Посилання

Burachok O. V., Pershin D. V., Matkivskyi S. V., Bikman Ye. S., Kondrat O. R. Features of reproduction of the equation of state of gas condensate mixtures under the condition of limited input information//Rozvidka ta rozrobka naftovykh i hazovykh rodovychsh. – № 1 (74). – 2020. – P. 82–88. (In Ukrainian).

Burachok O. V., Pershin D. V., Matkivskyi S. V., Kondrat O. R. Investigation of the limits of application of PVT-model of “black oil” for modeling of gas condensate reservoirs//Mineralni resursy Ukrainy. – 2020. – № 2. – P. 43–48. (In Ukrainian).

Handbook of oil and gas/V. S. Boiko, R. M. Kondrat, R. S. Yaremiichuk. – Kyiv: Lviv, 1996. – 620 p. (In Ukrainian).

Kondrat O. R., Kondrat R. M. Increase of gas recovery from gas fields under water drive by regulating the supply of contour formation water and production of trapped gas//Naftohazova haluz Ukrainy. – 2019. – № 4. – P. 21–26. (In Ukrainian).

Kondrat R. M. Active influence on the processes of development of natural gas fields with water drive to increase gas condensate reco­very//Nauka ta innovatsii. – 2005. – Vol. 1. – № 5. – P. 12–23. (In Ukrainian).

Matkivskyi S. V., Kondrat O. R. Influence of the duration of the period of carbon dioxide injection on gas recovery in the conditions of manifestation of the water drive//Tezy V Mizhnarodnoi naukovo-praktychnoi konferentsii. – Oslo, Norvehiia, 2020. – P. 25–27. (In Ukrainian).

Matkivskyi S. V., Kondrat O. R. Increase of hydrocarbon reco­very from flooded gas condensate reservoirs by injection of carbon dioxide//Science, society, education: topical issues and development prospects. Abstracts of the 10th International scientific and practical conference. SOC “Sci-conf.com.ua”. Kharkiv, Ukraine. 2020. – P. 96–101. (In Ukrainian).

Matkivskyi S. V., Kondrat O. R., Khaidarova L. I. and others. Investigation of the influence of insignificant manifestation of the water pressure system on the reliability of the material balance of reservoirs//Rozvidka ta rozrobka naftovykh i hazovykh rodovyshch. – 2020. – № 2 (75). – P. 43–51. (In Ukrainian).

Flooding of gas and oil wells/V. S. Boiko, R. V. Boiko, L. M. Keba, O. V. Seminskyi. 1st ed. – Kyiv: Mizhnarodna ekonomichna fundatsiia, 2006. – 791 p. (In Ukrainian).

Ter-Sarkisov R. M. Development of natural gas fields. – Moskva: Nedra, 1999. – 659 p. (In Russian).

Ter-Sarkisov R. M. 2006. Nitrogen injection technology for the production of trapped and low-pressure gas//Gazovaja promyshlennost. – 2006. – № 4. – P. 24–26. (In Russian).

Al-Hashami A., Ren S. R. and Tohid B.: CO2 Injection for Enhanced Gas Recovery and Geo-Storage Reservoir Simulation and Economics, Institute of Petroleum Engineering, Herriot-Watt University, SPE 94129, SPE Europec/EAGE Annual Conference and Exhibition held in Madrid, Spain, 13–16 June, 2005. – P. 1–7.

Chierici G. L., Ciocc G. M., and 1ong G. (1963). Experimental Research on Gas Saturation Behind the Water Front in Gas Reservoirs Subjected to Water Drive, Proc, Sixth World Pet. Cong., Frankfurt (1963) Sec IV Paper 17-PD6. 483-498. WPC-10134.

ECLIPSE. [2020]. ECLIPSE Technical Description. Version 2020.1 © Schlumberger, 2020. – 1078 p.

Enhanced Gas Recovery: Effect of Reservoir Heterogeneity on Gas-Gas Displacement. S. S. K. Sim, A. T. Turta, A. K. Singhal, B. F. Hawkins. Canadian International Petroleum Conference. 16–18 June. Calgary, Alberta. 2009.

Gamal M., Khairy M., El-Banbi A. H., Saad S. M.: 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, 25–28 April, Dammam, Saudi Arabia, 2016.

Geffen T. M., Parrish D. R., Haynes C. W., and Morse R. A. Efficiency of Gas Displacement from Porous Media by Liquid Flooding. Trans., AIME (1952) 195, 1952. – С. 29–38.

Kondrat O., Matkivskyi S. Research of the influence of the pattern arrangement of injection wells on the gas recovery factor when injecting carbon dioxide into reservoir. Technology and system of power supply. – 2020. № 5/1 (55). – С. 1–17.

Kondrat O. R., Kondrat R. M. Investigation of regularities of trapped gas recovery processes from watered gas fields with homogeneous and macro heterogeneous reservoirs/Mining of mineral deposits, Taylor & Francis Group, London, Uk, 2014. – Р. 303–309.

Kryvulya S., Matkivskyi S., Kondrat O., Bikman Ye. 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. Technology and system of power supply. – 2020. № 6/1 (56). – С. 13–18.

Mamora D. D. and Seo J. G. Enhanced Gas Recovery by Carbon Dioxide Sequestration in Depleted Gas Reservoirs, SPE Technical Conference and Exhibition, 29 Sept.–2 Oct. 2002, San Antonio, Texas. P. 1–9.

Petrel. Help. Version 2019.2. Mark of Schlumberger.

Sim S. S. K., Turta A. T., Singhai A. K. and Hawkins B. F. Enhanced Gas Recovery: Factors Affecting Gas-Gas Displacement Efficiency, Canada International petroleum Conference, June 17–19, Calgari, Alberta, Canada. 2008. – P. 1–14.

SPE 113468. Enhanced Gas Recovery and CO2 Sequestration by Injection of Exhaust Gases From Combustion of Bitumen. Steve S.K. Sim, Patrick Brunelle, Alex T. Turta and Ashok K. Singhal. SPE Symposium on Improved Oil Recovery. 20–23 April, Tulsa, Oklahoma, USA. 2008.

Turta A. T., Sim S. S. K., Singhai A. K. and Hawkin B. F. (2008). Basic Investigations on Enhanced Recovery by Gas – Gas Displacement, Journal of Canada Petroleum Technology, Volume 47, Number 10, Alberta, Canada, 2008. – P. 1–6.

Опубліковано
2021-04-15
Як цитувати
Матківський, С. В. (2021). Вплив щільності сітки нагнітальних свердловин на регулювання процесу обводнення газоконденсатних покладів шляхом нагнітання діоксиду вуглецю. Мінеральні ресурси України, (1), 46-50. https://doi.org/10.31996/mru.2021.1.46-50