Show simple item record

dc.contributor.authorMatkivskyi, Serhii
dc.contributor.authorKondrat, Oleksandr
dc.date.accessioned2022-05-03T17:26:44Z
dc.date.available2022-05-03T17:26:44Z
dc.date.issued2021-06-30
dc.identifier.issn2415-3443
dc.identifier.issn2415-3435
dc.identifier.urihttp://ir.nmu.org.ua/handle/123456789/160353
dc.description.abstractPurpose. Studying the process of carbon dioxide injection at the boundary of the initial gas-water contact in order to slow down the formation water inflow into producing reservoirs and increase the final hydrocarbon recovery factors. Methods. To assess the influence on gas recovery factor of the duration of carbon dioxide injection period at the initial gaswater contact, a reservoir development is studied using the main Eclipse and Petrel hydrodynamic modeling tools of the Schlumberger company on the example of a hypothetical three-dimensional model of a gas-condensate reservoir. Findings. The dependence of the main technological indicators of reservoir development on the duration of the carbon dioxide injection period at the initial gas-water contact has been determined. It has been revealed that an increase in the duration of the non-hydrocarbon gas injection period leads to a decrease in the formation water cumulative production. It has been found that when injecting carbon dioxide, an artificial barrier is created due to which the formation water inflow into the gas-saturated intervals of the productive horizon is partially blocked. The final gas recovery factor when injecting carbon dioxide is 61.98%, and when developing the reservoir for depletion – 48.04%. The results of the research performed indicate the technological efficiency of carbon dioxide injection at the boundary of the initial gas-water contact in order to slow down the formation water inflow into producing reservoirs and increase the final hydrocarbon recovery factors for the conditions of a particular field. Originality. The optimal value of duration of the carbon dioxide injection period at the initial gas-water contact has been determined, which is 16.32 months based on the statistical processing of calculated data for the conditions of a particular field. Practical implications. The use of the results makes it possible to improve the existing technologies for the gas condensate fields development under water drive and to increase the final hydrocarbon recovery factor.uk_UA
dc.description.abstractМета. Дослідження процесу нагнітання діоксиду вуглецю на межі початкового газоводяного контакту з метою сповільнення просування пластової води в продуктивні поклади та підвищення кінцевих коефіцієнтів вуглеводневилучення. Методика. Для оцінки впливу на коефіцієнт газовилучення тривалості періоду нагнітання діоксиду вуглецю на початковому газоводяному контакті виконано дослідження розробки покладу із використанням основних інструментів гідродинамічного моделювання Eclipse та Petrel компанії Schlumberger на прикладі гіпотетичної тривимірної моделі газоконденсатного покладу. Результати. Встановлено залежність основних технологічних показників розробки покладу від тривалості періоду нагнітання діоксиду вуглецю на початковому газоводяному контакті. Визначено, що збільшення тривалості періоду нагнітання невуглеводневого газу призводить до зменшення накопиченого видобутку пластової води. Встановлено, що при нагнітанні діоксиду вуглецю забезпечується створення штучного бар’єру, завдяки якому частково блокується просування пластової води в газонасичені інтервали продуктивного горизонту. Кінцевий коефіцієнт газовилучення при нагнітанні діоксиду вуглецю становить 61.98%, а при розробці покладу на виснаження – 48.04%. Результати проведених досліджень свідчать про технологічну ефективність нагнітання діоксиду вуглецю на межі початкового газоводяного контакту з метою сповільнення просування пластової води в продуктивні поклади та збільшення кінцевого коефіцієнту вуглеводневилучення для умов конкретного покладу. Наукова новизна. Визначено оптимальне значення тривалості періоду нагнітання діоксиду вуглецю на початковому газоводяному контакті, що становить 16.32 місяці на основі статистичної обробки розрахункових даних для умов конкретного покладу. Практична значимість. Використання результатів проведених досліджень дозволяє вдосконалити існуючі технології розробки продуктивних покладів при водонапірному режимі та підвищити кінцевий коефіцієнт вуглеводневилучення.uk_UA
dc.description.abstractЦель. Исследование процесса нагнетания диоксида углерода на границе начального газоводяного контакта с целью замедления продвижения пластовой воды в продуктивные залежи и повышения конечных коэффициентов извлечения углеводородов. Методика. Для оценки влияния на коэффициент извлечения газа продолжительности периода нагнетания диоксида углерода на начальном газоводяном контакте выполнено исследование процесса разработки залежи с использованием основных инструментов гидродинамического моделирования Eclipse и Petrel компании Schlumberger на примере гипотетической трехмерной модели газо-конденсатной залежи. Результаты. Установлена зависимость основных технологических показателей разработки залежи от продолжительности периода нагнетания диоксида углерода на начальном газоводяном контакте. Определено, что увеличение продолжительности периода нагнетания неуглеводородного газа приводит к уменьшению накопленной добычи пластовой воды. Установлено, что при нагнетании диоксида углерода создается искусственный барьер, благодаря которому частично блокируется продвижение пластовой воды в газонасыщенные интервалы продуктивного горизонта. Конечный коэффициент извлечения газа при нагнетании диоксида углерода составляет 61.98%, а при разработке залежи на истощение – 48.04%. Результаты проведенных исследований свидетельствуют о технологической эффективности нагнетания диоксида углерода на границе начального газоводяного контакта с целью замедления продвижения пластовой воды в продуктивные залежи и увеличения конечного коэффициента извлечения углеводородов для условий конкретной залежи. Научная новизна. Определено оптимальное значение продолжительности периода нагнетания диоксида углерода на начальном газоводяном контакте, которое составляет 16.32 месяца на основе статистической обработки расчетных данных для условий конкретной залежи. Практическая значимость. Использование результатов проведенных исследований позволяет усовершенствовать существующие технологии разработки продуктивных залежей при водонапорном режиме и увеличить конечный коэффициент извлечения углеводородов.uk_UA
dc.description.sponsorshipThe research results have been obtained without any support in the form of grants or projects. The authors express their gratitude to JSC Ukrgasvydobuvannya for the opportunity to conduct research, the results of which are presented in this paper.uk_UA
dc.language.isoenuk_UA
dc.publisherDnipro University of Technologyuk_UA
dc.relation.ispartofMining of Mineral Deposits
dc.subject3D modeluk_UA
dc.subjecthydrocarbon fielduk_UA
dc.subjectgas condensate reservoiruk_UA
dc.subjectwater driveuk_UA
dc.subjectcarbon dioxide injectionuk_UA
dc.titleStudying the influence of the carbon dioxide injection period duration on the gas recovery factor during the gas condensate fields development under water driveuk_UA
dc.typeArticleuk_UA
dc.identifier.udk622.013:553.041uk_UA
dc.identifier.doihttps://doi.org/10.33271/mining15.02.095
dc.citation.volume15
dc.citation.issue2
dc.citation.spage95
dc.citation.epage101


Files in this item

Thumbnail

This item appears in the following Collection(s)

Show simple item record