Переважна більшість родовищ вуглеводнів України розробляється на виснаження та перебувають на завершальній стадії розробки в умовах спадного видобутку. На поточний час стан сировинної бази свідчить про те, що основний потенційний резерв для стабілізації та нарощення видобутку становлять залишкові запаси виснажених родовищ. До перспективних напрямів підвищення ефективності розробки родовищ нафти і газу відносять впровадження вторинних та третинних методів видобутку вуглеводнів. Однією з найбільш успішних технологій в області вторинного видобутку вуглеводнів є технологія нагнітання діоксиду вуглецю. Для дослідження ефективності технологій нагнітання діоксиду вуглецю проведено дослідження з використанням інструментів цифрового моделювання на прикладі Гадяцького нафтогазоконденсатного родовища. За результатами проведених досліджень встановлено, що у випадку нагнітання діоксиду вуглецю в поклад горизонту В-16 підтримується пластовий тиск на вищому рівні порівняно з розробкою на виснаження та забезпечуються стабільні умови експлуатації видобувних свердловин. Завдяки впровадженню технології нагнітання діоксиду вуглецю забезпечується сповільнення процесу надходження пластової води в продуктивні поклади та забезпечується ефективне витіснення залишкових запасів вуглеводнів з порового простору. Результати проведених досліджень свідчать про те, що у випадку реалізації досліджуваної технології прогнозний коефіцієнт вилучення газу збільшується на 3,22 %, а коефіцієнт вилучення конденсату на 1,29 % порівняно з розробкою на виснаження. За результатами проведених досліджень встановлено високу технологічну ефективність впровадження технологій нагнітання діоксиду вуглецю. Реалізація сучасних технологій розробки родовищ вуглеводнів України можливе за умови інвестування, що дозволить інтенсифікувати процес видобутку вуглеводнів та, відповідно, підвищити кінцеві коефіцієнти вуглеводневилучення
Отримано 11.04.2022
Доопрацьовано 04.07.2022
Прийнято 31.08.2022
[1] Kudrya S.A. Stan ta perspektyvy rozvytku vidnovlyuvanoyi enerhetyky v Ukrayini. Visn. NAN Ukrayiny. 2015. No 12. P. 19-26.
[2] Kondrat R. M., Doroshenko V. M., Kondrat O. R. Osoblyvosti zavershalʹnoyi stadiyi rozrobky rodovyshch nafty i hazu. Naftohazova enerhetyka. 2007. No 1. P. 17-21.
[3] Kondrat R.M., Kondrat O.R. Pidvyshchennya efektyvnosti dorozrobky vysnazhenykh rodovyshch pryrodnykh haziv. Naftohazova haluzʹ Ukrayiny. 2017. No 3. P. 15-20.
[4] Rassokhyn H.V. Zavershayushchaya stadiya razrabotky hazovykh y hazokondensatnykh mestorozhdenyy. M.: Nedra. 1997. 184 p.
[5] Boyko V.S. Dovidnyk z naftohazovoyi spravy / Za zah. red. dokt. tekhn. nauk V. S. Boyka, R. M. Kondrata, R. S. Yaremiychuka. K.: Lviv, 1996. 620 p.
[6] Zakirov S. N. Novye printsipy i tehnologii razrabotki mestorozhdenij nefti i gaza / S. N. Zakirov, I. M. Indrupskij, E. S. Zakirov [i dr.]. М.Izhevsk: Institut kompiuternyh tehnologij. Ch. 2. 2004. 484 p.
[7] Obvodnennya hazovykh i naftovykh sverdlovyn [Tekst] / V. S. Boyko, R. V. Boyko, L.M. Keba, O. V. Seminsʹkyy. 1-she vyd. Kyiv:Mizhnarodna ekonomichna fundatsiya, 2006. 791 p.
[8] Kondrat R. M. Gazokondensatootdacha plastov [Tekst]. M.: Nedra, 1992. 255 p.
[9] Geffen T. M., Parrish. D. R., Haynes C. W., aid Morse R. A. Efficiency of Gas Displacement from Porous Media by Liquid Flooding. Trans., AIME. 1952. Vol. 195. Pp. 29-38. https://doi.org/10.2118/952029-G
[10] Chierici G.L., Ciocci 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 с.
[11] Matkivskyi S., Kondrat O. Studying the influence of the carbon dioxide injection period duration on the gas recovery factor during the gas condensate fields development under water drive. Mining of Mineral Deposits. 2021. Vol. 15. Iss. 2. P. 95-101. https://doi.org/10.33271/mining15.02.095
[12] Bikman Ye.S., Khomyn I.I., Kulʹ A.Y.: Tekhnolohiya rozrobky hazokondensatnoho rodovyshcha z pidtrymannyam plastovoho tysku hazopodibnym azotom. Kompresornoe y énerhetycheskoe mashynostroenye, 2008. No 2(12). P. 26-30.
[13] Bikman Ye.S., Dyachuk V.V.: Perspektyvy vprovadzhennya tekhnolohiyi pidtrymannya plastovoho tysku z vykorystannyam azotu na hazokondensatnykh rodovyshchakh NAK “Naftohaz Ukrayiny”. Kompresornoe y énerhetycheskoe mashynostroenye. 2010. No 2(20). P. 17-20.
[14] Matkivskyi S., Kondrat O. The influence of nitrogen injection duration at the initial gaswater contact on the gas recovery factor. EasternEuropean Journal of Enterprise Technologies. 2021. Vol. 1(6 (109). P. 77–84. https://doi.org/10.15587/1729-4061.2021.224244
[15] 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. Vol. 5/1 (55). P. 12-17. https://doi.org/10.15587/2706-5448.2020.215074
[16] 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. https://doi.org/10.2118/77347-MS
[17] Malik Q.M., Islam, M.R. 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 in Tulsa, Oklahoma, 3-5 April. 2000. P.25-33. https://doi.org/10.2118/00-09-01
[18] Pyo K., Damian-Diaz N., Powell M., Van Nieuwkerk J. CO2 Flooding in Joffre Viking Pool. Canadian International Petroleum Conference, 10-12 June 2003. Calgary, Alberta, 2003. P. 1-30. https://doi.org/10.2118/2003-109
[19] Doleschall S., Szittar A., Udvardi G. Review of the 30 Years' Experience of the CO2 Imported Oil Recovery Projects in Hungary. International Meeting on Petroleum Engineering, Beijing, China. 1992.
[20] Agustssen H., Grinestaff G.H. A Study of IOR by CO2 Injection in the Gullfaks Field, Offshore Norway. SPE/DOE 14th Symposium on Improved Oil Recovery held in Tulsa, Oklahoma, USA, 17-21 April 2004. P. 1-14. https://doi.org/10.2118/89338-MS
[21] Akhmedov R.B. Avtonomnoye energosberezheniye neftyanykh mestorozhdeniy s poputnym proizvodstvom SO2 s tsel'yu povysheniya nefteotdachi i uluchsheniya ekologii. Neftyanoye khozyaystvo. 1998. No 9. P. 46-48.
[22] Balint V., Ban A., Doleshan SH. Primeneniye uglekislogo gaza v dobyche nefti. M.: Nedra, 1977. 240 p.
[23] Al-Hashami A., Ren S. R., Tohidi B. CO2 Injection for Enhanced Gas Recovery and GeoStorage 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
[24] Oldenburg С. M., Law D. H., Gallo Y. L. and 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
[25] Matkivskyi S., Kondrat O., Burachok O. 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. November 2020. Dnipro, Ukraine. P. 1-10. https://doi.org/10.1051/e3sconf/202123001011
[26] Chawarwan Khan, Robert Amin, Gary Madden. Economic Modeling of CO2 Injection for Enhanced Gas Recovery and Storage: A Reservoir Simulation Study of Operational Parameters. Energy and Environment Research. 2012. Vol. 2. No. 2. https://doi.org/10.5539/eer.v2n2p65
[27] Aziz K., Settari A. Petroleum Reservoir Simulation, Applied Science Publishers, London, 1979.
[28] Crichlow H. B. Modern Reservoir Engineering – A Simulation Approach, Prentice-Hall Inc., Englewood Cliffs, N.J., 1977.
[29] Matkivskyi S. Effects of the rate of natural gas production on the recovery factor during carbon dioxide injection at the initial gaswater contact. Technology and system of power supply. 2021. Vol. 1/3 (57). Р. 6-11. https://doi.org/10.15587/2706-5448.2021.225603
[30] ECLIPSE. [2020]. ECLIPSE Technical Description. Version 2020.1 © Schlumberger, 2020. 1078 p.
[31] Petrel* Help. Version 2019.2.* Mark of Schlumberger
[32] Burachok O., Pershyn D., Spyrou C., Turkarslan G., Nistor M.L., Grytsai D., Matkivskyi S., Bikman Y., Kondrat O. Gas-Condensate PVT Fluid Modeling Methodology Based on Limited Data. 82nd eage conference & exhibition. 8-11 December 2020, Amsterdam, The Netherlands. P. 1-5. https://doi.org/10.3997/2214-4609.202010155
[33] Burachok O. V., Pershyn D. V., Matkivsʹkyy S. V., Kondrat O. R. Doslidzhennya mezhi zastosuvannya PVT-modeli “chornoyi nafty” dlya modelyuvannya hazo-kondensatnykh pokladiv. Mineralʹni resursy Ukrayiny. 2020. Vol. 2. P. 43-48. https://doi.org/10.31996/ mru.2020.2.43-48