The object of research is gas condensate reservoirs, which is being developed under the conditions of the manifestation of the water drive of development and the negative effect of formation water on the process of natural gas production. The results of the performed theoretical and experimental studies show that a promising direction for increasing hydrocarbon recovery from fields at the final stage of development is the displacement of natural gas to producing wells by injection non-hydrocarbon gases into productive reservoirs. The final gas recovery factor according to the results of laboratory studies in the case of injection of non-hydrocarbon gases into productive reservoirs depends on the type of displacing agent and the level heterogeneity of reservoir. With the purpose update the existing technologies for the development of fields in conditions of the showing of water drive, the technology of injection carbon dioxide into productive reservoirs at the boundary of the gas-water contact was studied using a digital three-dimensional model of a gas condensate deposit. The study was carried out for various values of the rate of natural gas production. The production well rate for calculations is taken at the level of 30, 40, 50, 60, 70, 80 thousand m3/day. Based on the data obtained, it has been established that an increase in the rate of natural gas production has a positive effect on the development of a productive reservoir and leads to an increase in the gas recovery factor. Based on the results of statistical processing of the calculated data, the optimal value of the rate of natural gas production was determined when carbon dioxide is injected into the productive reservoir at the boundary of the gas-water contact is 55.93 thousand m3/day. The final gas recovery factor for the optimal natural gas production rate is 64.99 %. The results of the studies carried out indicate the technological efficiency of injecting carbon dioxide into productive reservoirs at the boundary of the gas-water contact in order to slow down the movement of formation water into productive reservoirs and increase the final gas recovery factor.
Объектом исследования является газоконденсатные месторождения, которые разрабатываются в условиях проявления водонапорного режима и негативного влияния пластовой воды на процесс добычи природного газа. Результаты проведенных теоретических и экспериментальных исследований показывают, что перспективным направлением повышения коэффициента извлечения газа с месторождений, находящихся на завершающей стадии разработки является вытеснение природного газа к добывающим скважинам путем нагнетания в продуктивные залежи неуглеводородных газов. Конечный коэффициент извлечения газа согласно результатам лабораторных исследований, в случае нагнетания неуглеводородных газов в продуктивные залежи, зависит от типа вытесняющего агента и степени неоднородности коллектора. С целью усовершенствования существующих технологий разработки месторождений при водонапорном режиме исследовано технологию нагнетания диоксида углерода в залежь на границе начального газоводяного контакта с использованием трехмерной модели газоконденсатной залежи. Исследование выполнено для различных значений темпа добычи природного газа. Дебит добывающей скважины для проведения расчетов принято на уровне 30, 40, 50, 60, 70, 80 тыс. м3/сут. На основе полученных данных установлено, что увеличение темпа добычи природного газа положительно влияет на процесс разработки продуктивной залежи и приводит к увеличению коэффициента извлечения газа. По результатам статистической обработки расчетных данных определено оптимальное значение темпа добычи природного газа при нагнетании диоксида углерода в продуктивную залежь на границе начального газоводяного контакта, которое составляет 55,93 тыс. м3/сут. Конечный коэффициент извлечения газа для оптимального значения темпа добычи природного газа составляет 64,99 %. Результаты проведенных исследований свидетельствуют о технологической эффективности нагнетания диоксида углерода в продуктивные залежи на границе газоводяного контакта с целью замедления продвижения пластовой воды в продуктивные залежи и увеличения конечного коэффициента извлечения газа.
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.