Дослідження впливу тривалості сайклінг-процесу на коефіцієнт конденсатовилучення виснажених газоконденсатних родовищ

Mineral''ni resursi Ukraini Pub Date : 2022-05-20 DOI:10.31996/mru.2022.1.29-33

S. Matkivskyi

{"title":"Дослідження впливу тривалості сайклінг-процесу на коефіцієнт конденсатовилучення виснажених газоконденсатних родовищ","authors":"S. Matkivskyi","doi":"10.31996/mru.2022.1.29-33","DOIUrl":null,"url":null,"abstract":"Для підвищення ефективності розробки газоконденсатних родовищ зі значними запасами ретроградного конденсату проведено дослідження з використанням інструментів гідродинамічного моделювання на основі цифрової тривимірної моделі. Метою досліджень є оптимізація технології підтримання пластового тиску з використанням сухого газу. Дослідження проведено для різної тривалості періоду нагнітання сухого газу в газоконденсатний поклад (12, 24, 36, 48 та 60 місяців). За результатами проведених досліджень встановлено, що завдяки впровадженню технології нагнітання сухого газу забезпечується підтримання пластового тиску на значно вищому рівні, порівнюючи з розробкою на режимі виснаження пластової енергії. Завдяки цьому сповільнюються процеси ретроградної конденсації рідких вуглеводнів у пласті, а також стабілізуються технологічні режими експлуатації видобувних свердловин. За результатами аналізу технологічних показників розробки газоконденсатного покладу встановлено, що в разі впровадження технології підтримання пластового тиску збільшується накопичений видобуток конденсату. Згідно з результатами проведених розрахунків накопичений видобуток конденсату залежно від тривалості періоду нагнітання сухого газу становить: 12 місяців – 349,7 тис. м³; 24 місяці – 366,7 тис. м³; 36 місяців – 377,4 тис. м³; 48 місяців – 383,6 тис. м³; 60 місяців – 387,6 тис. м³. Результати моделювання засвідчують: що чим більша тривалість періоду нагнітання сухого газу, то більший накопичений видобуток конденсату. На основі статистичного аналізу розрахункових даних встановлено оптимальне значення тривалості періоду нагнітання сухого газу в газоконденсатний поклад, яке становить 34,3 місяця. Кінцевий коефіцієнт вилучення конденсату для наведеного оптимального значення тривалості періоду нагнітання сухого газу зростає на 6,06 %, порівнюючи з розробкою на виснаження.","PeriodicalId":52937,"journal":{"name":"Mineral''ni resursi Ukraini","volume":" ","pages":""},"PeriodicalIF":0.0000,"publicationDate":"2022-05-20","publicationTypes":"Journal Article","fieldsOfStudy":null,"isOpenAccess":false,"openAccessPdf":"","citationCount":"0","resultStr":null,"platform":"Semanticscholar","paperid":null,"PeriodicalName":"Mineral''ni resursi Ukraini","FirstCategoryId":"1085","ListUrlMain":"https://doi.org/10.31996/mru.2022.1.29-33","RegionNum":0,"RegionCategory":null,"ArticlePicture":[],"TitleCN":null,"AbstractTextCN":null,"PMCID":null,"EPubDate":"","PubModel":"","JCR":"","JCRName":"","Score":null,"Total":0}

引用次数: 0

Abstract

Для підвищення ефективності розробки газоконденсатних родовищ зі значними запасами ретроградного конденсату проведено дослідження з використанням інструментів гідродинамічного моделювання на основі цифрової тривимірної моделі. Метою досліджень є оптимізація технології підтримання пластового тиску з використанням сухого газу. Дослідження проведено для різної тривалості періоду нагнітання сухого газу в газоконденсатний поклад (12, 24, 36, 48 та 60 місяців). За результатами проведених досліджень встановлено, що завдяки впровадженню технології нагнітання сухого газу забезпечується підтримання пластового тиску на значно вищому рівні, порівнюючи з розробкою на режимі виснаження пластової енергії. Завдяки цьому сповільнюються процеси ретроградної конденсації рідких вуглеводнів у пласті, а також стабілізуються технологічні режими експлуатації видобувних свердловин. За результатами аналізу технологічних показників розробки газоконденсатного покладу встановлено, що в разі впровадження технології підтримання пластового тиску збільшується накопичений видобуток конденсату. Згідно з результатами проведених розрахунків накопичений видобуток конденсату залежно від тривалості періоду нагнітання сухого газу становить: 12 місяців – 349,7 тис. м³; 24 місяці – 366,7 тис. м³; 36 місяців – 377,4 тис. м³; 48 місяців – 383,6 тис. м³; 60 місяців – 387,6 тис. м³. Результати моделювання засвідчують: що чим більша тривалість періоду нагнітання сухого газу, то більший накопичений видобуток конденсату. На основі статистичного аналізу розрахункових даних встановлено оптимальне значення тривалості періоду нагнітання сухого газу в газоконденсатний поклад, яке становить 34,3 місяця. Кінцевий коефіцієнт вилучення конденсату для наведеного оптимального значення тривалості періоду нагнітання сухого газу зростає на 6,06 %, порівнюючи з розробкою на виснаження.

查看原文本刊更多论文

研究循环对凝结系数的影响

为了提高具有大量逆凝析油储量的凝析油开发效率，使用基于数字的流体动力学建模工具进行了研究三维模型。该研究的目的是优化使用干气保持塑性压力的技术。该研究针对干气沉积期的不同持续时间（12、24、36、48和60个月）进行。研究结果发现，使用干气体吸收技术确保等离子体压力保持在高得多的水平，与层功率曝光模式相比。这减缓了层中液态烃的逆向冷凝过程，并稳定了开采萃取峰的技术模式。对凝汽器装置发展的技术指标分析结果表明，采用塑性压力支撑技术可提高凝汽器的累积抽汽量。根据计算结果，根据干气吸收期的持续时间，累积的凝析油提取物为：12个月–349.7万。m³24个月-366.7000m³36个月--377.4000m³48个月-383.6万m³60个月——387.6000。[UNK]m³。模拟结果表明，干气吸收时间越长，累计凝析油产量越高。基于对计算数据的统计分析，确定了凝汽器装置干气吸收期为34.3个月的最佳值。对于干气降解期的这个最佳值，冷凝物的最终去除系数与衰竭的发展相比增加了6.06%。

本文章由计算机程序翻译，如有差异，请以英文原文为准。

求助全文

约1分钟内获得全文求助全文

来源期刊