З використанням основних інструментів гідродинамічного моделювання досліджено процес нагнітання діоксиду вуглецю в поклад на межі початкового газоводяного контакту з метою сповільнення надходження пластової води в газонасичені горизонти. Розрахунки проведено для різних значень тривалості періоду нагнітання діоксиду вуглецю (12, 14, 16, 18, 21, 24 місяці).За результатами проведених досліджень встановлено, що завдяки впровадженню технології нагнітання діоксиду вуглецю забезпечується підтримання пластового тиску в покладі на значно вищому рівні порівняно з розробкою на виснаження. Результати моделювання свідчать, що зі збільшенням тривалості періоду нагнітання діоксиду вуглецю зменшується тривалість періоду експлуатації видобувних свердловин до моменту його прориву у видобувні свердловини. На основі результатів проведених досліджень встановлено залежність накопиченого видобутку вуглеводнів від тривалості періоду нагнітання діоксиду вуглецю в продуктивний поклад. При збільшенні тривалості періоду нагнітання невуглеводневого газу зменшується накопичений видобутку газу та конденсату, а також різко скорочуються об’єми видобутку пластової води. Результати проведених досліджень свідчать про високу технологічну ефективність використання діоксиду вуглецю як агенту нагнітання для регулювання процесу надходження пластової води в продуктивні поклади. За результатами проведених досліджень визначено оптимальне значення тривалості періоду нагнітання діоксиду вуглецю в поклад, яке на момент його прориву до ряду видобувних свердловин становить 16,3 місяців. Коефіцієнт вилучення газу для наведеного значення тривалості періоду нагнітання становить 61,98 %. Результати проведених досліджень свідчать про високу технологічну ефективність нагнітання діоксиду вуглецю в поклади, що розробляються в умовах прояву водонапірного режиму з метою регулювання процесу обводнення продуктивних покладів та підвищення кінцевого їх вуглеводневилучення
Отримано 13.10.2021
Доопрацьовано 07.02.2022
Прийнято 01.03.2022
[1] Kondrat R.M. Aktyvnyi vplyv na protsesy rozrobky rodovyshch pryrodnykh haziv z vodonapirnym rezhymom dlia zbilshennia hazokondensatovyluchennia. Nauka ta innovatsii, 2005. T1. No 5. P.12-23. [in Ukrainian]
[2] Boiko V.S., Kondrat R.M., Yaremiichuk R.S. Dovidnyk z naftohazovoi spravy. K.: Lviv, 1996. 620 p. [in Ukrainian]
[3] Glumov D.N., Sokolov S.V., Strekalov A.V. Assessment of Drained Gas Reserves in the Process of Gas and Gas Condensate Field Operation in Water Drive (Russian). SPE Russian Petroleum Technology Conference, 16-18 October, Moscow, Russia, 2017. https://doi.org/10.2118/ 187863-MS
[4] Zavaleta S., Adrian P.M., Michel Michel: Estimation of OGIP in a Water-Drive Gas Reservoir Coupling Dynamic Material Balance and Fetkovich Aquifer Model. SPE Trinidad and Tobago Section Energy Resources Conference, 25-26 June, Port of Spain, Trinidad and Tobago, 2018. https://doi.org/10.2118/191224-MS
[5] Hower T.L., Bcrgeson I.E., Lewis D.R. and Owens R.W. Recovery Optimization in a Multi-Reservoir Offshore Gas Field with Water Influx, SPE 24865, 67th Annual Technical Conference and Exhibition of the Society of Petroleum Engineers held in Washington, D. C., Oct. 4-7, 1992. P. 9-15. https://doi.org/10.2118/ 24865-MS
[6] Ancell K. L., Trousil P. M. Remobilization of Natural Gas Trapped by Encroaching Water. SPE 20753. 65th Annual Technical Conference and Exhibition of Society of Petroleum Engineers held in New Orleans, Louisiana, USA, Sept. 23-26, 1990. P. 1-7 (375-381). https://doi.org/10.2118/ 20753-MS
[7] Matthew J. D., Hawes R. I., Lock T. P. Feasibility Studies of water flooding Gas Condensate Reservoir. J PT, P. 1049-1056. https://doi.org/10.2118/15875-PA
[8] Calgle T. О. Performance of Secondary Gas Recovery Operations: North Alazan H-21 Reservoir, SPE 20771, 65th Annual Technical Conference and Exhibition of the Society of Petroleum Engineers held in New Orleans, LA, Sept. 23-26, 1990, USA, P. 2-7 (508-513). https://doi.org/10.2118/20771-MS
[9] Rogers L.A. Test of Secondary Gas Recovery by Coproduction of Gas and Water from Mt. Selman Field, Texas. SPE DOE/GRI 12865, Unconventional Gas Recovery Symposium held in Pittsburgh. P. A., May 13-15, 1984. P. 331-335. https://doi.org/10.2118/12865-MS
[10] Arco D. P., Bassiouni Z. The Technical and Economic Feasibility of Enhanced Gas Recoverу in the Eugene Island Field by Use of Coproduction Technique, Louisiana State University, Journal of Petroleum Technology, May 1987, USA, P. 58-590. https://doi.org/10.2118/14361-PA
[11] Rczaee M., Rostami B., Mojarad M. Experimental Determination of Optimized Production Rate and its Upscaling Analysis in Strong Water Drive Gas Reservoirs, IPTC 16938, International Petroleum Technology Conference held in Beijing, China. 26-28 March, 2013, P. 1-11. https://doi.org/10.2523/IPTC-16938-Abstract
[12] Sim S. S. K., Turtata A. T., Singhai A. K., Hawkins B. F. Enhanced Gas Recovery: Factors Affecting Gas-Gas Displacement Efficiency, Canada International petroleum Conference, June 17- 19, 2008. Calgari, Alberta, Canada. Pp. 1-14. https://doi.org/10.2118/2008-145
[13] Mamora D. D., 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, Pp. 1-9. https://doi.org/10.2118/77347-MS
[14] Matkivskyi S., Kondrat O. ta in. Doslidzhennia vplyvu neznachnoho proiavu vodonapirnoi systemy na dostovirnist materialnoho balansu kolektoriv. Rozvidka ta rozrobka naftovykh i hazovykhr odovyshch. 2020. No 2 (75). S.43-51. https://doi.org/10.31471/1993-9973-2020-2(75)-43-51. [inUkrainian]
[15] Mamora D. D., 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, Pp. 1-9. https://doi.org/ 10.2118/77347-MS
[16] Oldenburg С. M., Law D. H., Gallo Y. L., White S. P. Mixing of CO2 and CH4 in Gas Reservoirs: Code Comparison Studies, USA, Canada and New Zealand, 2003, P. 1-5. https://doi.org/10.1016/B978-008044276-1/50071-4
[17] Turta A. T., Sim, S. S. K., Singhai A. K., Hawkins B. F. Basic Investigations on Enhanced Recovery by Gas - Gas Displacement, Journal of Canada Petroleum Technology, Volume 47, Number 10, Alberta, Canada, 2008, P. 1-6. https://doi.org/10.2118/08-10-39
[18] Al-Hashami A., Ren S. R., Tohidi 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. https://doi.org/ 10.2118/94129-MS
[19] Akindele F., Tiab D. Enhanced Gas Recovery from Water-Drive Reservoirs - Methods and Economics, University of Oklahoma, SPE 11104, 57th Annual Fall Technical Conference and Exhibition of Society of Petroleum Engineers, New Orleans, Sept. 26-29, 1982, Dallas, Texas, USA, P. 1-6. https://doi.org/10.2118/11104-MS
[20] Burachok O. V., Pershyn D. V., Matkivskyi S. V., Bikman Ye. S., Kondrat O. R. Osoblyvosti vidtvorennia rivniannia stanu hazokondensatnykh sumishei za umovy obmezhenoi vkhidnoi informatsii. Rozvidka ta rozrobka naftovykh i hazovykh rodovyshch. 2020. No 1(74), P. 82-88. https://doi.org/10.31471/19939973-2020-1(74)-82-88.[inUkrainian]
[21] Burachok, O. V., Pershyn, D. V., Matkivskyi, S. V., Kondrat, O. R. Doslidzhennia mezhi zastosuvannia PVT-modeli “chornoi nafty” dlia modeliuvannia hazokondensatnykh pokladiv. Mineralni resursy Ukrainy, 2020. No 2. P. 43-48. https://doi.org/10.31996/mru.2020.2.43-48