Serhii Vasylovych Matkivskyi

Обводнення родовищ природного газу є однією з основних проблем нафтогазової галузі України. Інтенсивне надходження пластової води у продуктивні пласти спричиняє защемлення значних обсягів вуглеводнів і зниження кінцевих коефіцієнтів вилучення. Контроль цього процесу є критично важливим для підвищення ефективності розробки розвіданих запасів вуглеводнів. Метою даної роботи є дослідження впливу проникності породи на процес конусоутворення підошовної води під час розробки газоконденсатних покладів. Для проведення досліджень використано інструменти гідродинамічного моделювання та 3D моделі. Результати досліджень показують, що збільшення проникності покращує продуктивність свердловин, однак водночас прискорює прорив підошовної води. Зі зростанням дебіту газу тривалість безводного періоду експлуатації свердловини скорочується. Аналіз технологічних показників розробки свідчить, що, незважаючи на скорочення терміну експлуатації, збільшення проникності сприяє підвищенню накопиченого видобутку газу та конденсату. Однак варто зазначити, що приріст коефіцієнта вилучення вуглеводнів, зумовлений підвищеною проникністю, є незначним. Зокрема, для відносного розкриття пласта на рівні 20 % приріст коефіцієнта вилучення газу становить 0,41 %, а для відносного розкриття 90 % цей показник зменшується до 0,02 %. Розрахунки свідчать, що найбільший вплив на кінцевий коефіцієнт вилучення газу має збільшення відносного розкриття пласта, що, в свою чергу, призводить до зниження цього показника. При відносному розкритті 20 % кінцевий коефіцієнт вилучення газу знаходиться в межах 23,7–24,1 % залежно від проникності породи. Однак при відносному розкритті 90 % цей показник знижується до 0,41–0,43 %. Отримані результати мають значний прикладний характер і можуть бути використані для оптимізації процесу видобування вуглеводнів із газоконденсатних покладів із підошовною водою.

Використовуючи основні інструменти цифрового моделювання на основі секторної 3D моделі, проведено дослідження з оптимізації процесів конденсації рідких вуглеводнів у привибійній зоні пласта. За результатами виконаних досліджень встановлено, що фільтраційно-ємнісні властивості порід-колекторів та технологічні параметри експлуатації видобувних свердловин значно впливають на радіус зони активної конденсації рідких вуглеводнів та насиченість порового простору. На основі результатів моделювання встановлено, що для проникності порід-колекторів на рівні 3 мД радіус привибійної зони, насиченої рідкими вуглеводнями, становить 16,5 м, для проникності 10 мД – 11 м, а для проникності 50 мД – 6,5 м. Насиченість порового простору сконденсованими вуглеводнями навколо стовбура свердловини при цьому дорівнює 34,1; 30,6 та 24,8 %, відповідно. Результати проведених досліджень свідчать про те, що чим менша проникність порід-колекторів, тим більші втрати рідких вуглеводнів. Для збільшення конденсатовіддачі родовищ необхідно вживати заходи щодо попередження випадіння конденсату в пластових умовах шляхом оптимізації розробки родовищ із забезпеченням рівномірного дренування покладів, активної дії на процес розробки, а саме – на пластовий тиск, температуру, склад пластової суміші та пористе середовище. Підвищення вуглеводневіддачі газоконденсатних родовищ в умовах, ускладнених ретроградними втратами вуглеводнів у процесі виснаження, можливе за рахунок впровадження вторинних технологій розробки, до яких відносять сайклінг-процес та інші технології підтримання пластового тиску. Інвестування у впровадження сучасних технологій розробки газоконденсатних родовищ України із високим вмістом конденсату в пластовому газі дозволить підвищити їх видобувні можливості та, відповідно, збільшити кінцеві коефіцієнти вуглеводневилучення.

Purpose. The research purpose is to increase the efficiency of development of gas condensate fields with a high condensate yield in the reservoir gas and to develop optimal ways of increasing their hydrocarbon recovery. Methods. The effectiveness of the implementation of reservoir pressure maintenance technologies using dry gas for the development of gas condensate fields with a high condensate yield in the reservoir gas is studied on the basis of a heterogeneous 3D model using the Schlumberger Eclipse and Petrel software packages. The technological indicators of the development of gas-condensate reservoir are studied for different pressure values at the beginning of the dry gas injection. Calculations were made for pressures at the beginning of injection at the level of: 1.0 Рinit; 0.8 Рinit; 0.6 Рinit; 0.4 Рinit; 0.2 Рinit. Findings. It has been determined that when the dry gas is injected into a gas-condensate reservoir, reservoir pressure is maintained at a significantly higher level than it is in the case of depletion. This ensures stable operation of production wells over a longer period of the reservoir development. According to the research results, it should be noted that in the case of implementation of the reservoir pressure maintenance technology, a part of the precipitated condensate is transferred to the gas phase, which makes it necessary to extract it together with the reservoir gas. Based on the modeling results, the ultimate condensate recovery factor have been calculated. The calculation results indicate that in the case of the cycling process implementation, the ultimate condensate recovery factor of the gas-condensate reservoir increases by 7.26% compared to depletion development. Originality. Based on the calculation data analysis, the optimal pressure value at the beginning of dry gas injection into a gas-condensate reservoir has been determined, which is 0.842 Рinit. Practical implications. The use of the conducted research results will optimize the development system of gas-condensate fields with high initial condensate yield in the reservoir gas and increase the efficiency of development the explored hydrocarbon reserves in the conditions of a significant shortage of hydrocarbon raw materials in Ukraine. The conducted research results indicate the high technological efficiency of the reservoir pressure maintenance technology using dry gas.

Більшість підприємств важкої промисловості України працюють на викопному паливі та є морально і фізично застарілими. В результаті спалювання вугілля для вироблення енергії та забезпечення потреб промисловості з кожним роком зростає концентрація техногенного діоксиду вуглецю в атмосфері. Питання врегулювання екологічних проблем неодноразово піднімалися та піднімаються світовою спільнотою, усвідомлюючи можливі наслідки для людського існування. Кліматичні норми в цілому світі з кожним днем стають все більш вимогливішими та жорсткішими і вимагають невідкладних дій щодо зниження рівня промислових викидів діоксиду вуглецю в атмосферу. Для вирішення проблем, пов’язаних зі зміною клімату та глобальним потеплінням, слід вживати заходів з швидкого уловлювання діоксиду вуглецю з подальшим його зберіганням без контакту з навколишнім середовищем. Перспективним напрямом на шляху до декарбонізації енергетичного сектору України є використання техногенного діоксиду вуглецю в нафтогазовій промисловості для інтенсифікації дорозробки виснажених нафтогазових родовищ. На основі результатів моделювання встановлено високу технологічну ефективність впровадження технологій нагнітання діоксиду вуглецю з метою регулювання процесу обводнення продуктивних покладів та видобувних свердловин. Результати проведених досліджень свідчать про те, що у випадку впровадження технології нагнітання діоксиду вуглецю в поклад горизонту В-16 Гадяцького нафтогазоконденсатного родовища підвищується кінцевий коефіцієнт вилучення газу на 2,95 %, а конденсату – на 1,24 % від залишкових запасів вуглеводнів. Впровадження вторинних та третинних методів підвищення вуглеводневилучення з використанням діоксиду вуглецю дозволить знизити навантаження на навколишнє середовище та підвищити ефективність розробки розвіданих запасів в умовах значного дефіциту вуглеводневої сировини в Україні.

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.

Purpose is studying the efficiency of a carbon dioxide injection technology to control a water flooding process of the reservoir of the horizon V-16 of Hadiach oil and gas condensate field and displace the residual gas reserves trapped by the formation water involving numerical modelling. Methods. A technology of carbon dioxide injection into the reservoir of the horizon V-16 of Hadiach oil and gas condensate field was tested in terms of numerical reservoir model with the use of basic modelling instruments. Findings. The modelling results makes it possible to calculate the main technological indices of the development of the reservoir of the horizon V-16 of Hadiach oil and gas condensate field in terms of carbon dioxide injection and while developing for depletion. According to the results of the performed calculations, it is identified that there is considerable influence of the number of injection wells on the efficiency of the analyzed technology as for control of a water flooding process in the productive formation. It should be noted that while increasing the number of injection wells, more complete coverage of the gas-bearing area with carbon dioxide is provided; owing to that, the efficiency of blocking the formation water inflow into the production wells turns to be much higher. The implementation of the technology under study makes it possible to increase the final hydrocarbon recovery factors. In case of using wells ## 52, 101, 201, 202 for carbon dioxide injection, the highest final hydrocarbon recovery factors are provided. The predictive gas recovery factor grows by 2.95% and the condensate recovery factor increases by 1.24% comparing to the field development for depletion. Originality. Basing on the research results, technological efficiency of the implementation of a carbon dioxide injection technology in terms of the reservoir of the horizon V-16of Hadiach oil and gas condensate field is determined; that is aimed at increasing the hydrocarbon recovery within the field by controlling a water flooding process in the productive formations and production wells. Practical implications. Application of the research results helps improve the current system of the development of productive formations of Hadiach oil and gas condensate field in terms of water drive. Implementation of such technologies stipulates the increase in final hydrocarbon recovery of the depleted fields and allows developing optimal ways of utilization of technogenic carbon dioxide in terms of the whole decarbonization process of the energy sector in Ukraine.

The paper evaluates application of CO₂ injection for the control of water encroachment from the aquifer into gascondensate reservoir under active natural water drive. The results of numerical simulations indicated that injection of CO₂ at the initial gas-water contact (GWC) level reduces the influx of water into gas-bearing zone and stabilizes the operation of production wells for a longer period. The optimum number of injection wells that leads to the maximum estimated ultimate recovery (EUR) factor was derived based on statistical analysis of the results. The maximum number of injection wells at the moment of CO₂ break-through into production wells for homogeneous reservoir is equal to 6.41 (6) and for heterogeneous – 7.74 (8) wells. Study results indicated that with the increase of reservoir heterogeneity, denser injection well pattern is needed for the efficient blockage of aquifer water influx in comparison to homogeneous one with the same conditions. Gas EUR factor for the maximum number of injection wells in homogenous model is equal 64.05% and in heterogeneous – 55.56%. Base depletion case the EURs are 51.72% and 49.44%, respectively. The study results showed the technological efficiency of CO₂ injection into the producing reservoir at initial GWC for the reduction of water influx and improvement of ultimate hydrocarbon recovery.

Розглянуто основні особливості розробки газових і газоконденсатних родовищ в умовах активного надходження законтурних та підошовних вод у продуктивні поклади й видобувні свердловини. Охарактеризовано різні шляхи оптимізації умов експлуатації високообводнених свердловин на завершальній стадії розробки родовищ. На основі численних досліджень обґрунтовано доцільність і геолого-технологічні умови застосування механізованих способів експлуатації обводнених свердловин. Використовуючи програмний комплекс PipeSim компанії “Schlumberger” проведено дослідження впливу параметрів електровідцентрових насосів (ЕВН) на продуктивні характеристики обводнених газових свердловин. На основі результатів досліджень встановлено величину водного фактора, вище якого припиняється фонтанна експлуатація газової свердловини. Для відновлення продуктивності свердловини підібрано ЕВН типу REDA DN3100 та досліджено вплив різної його робочої частоти на вибійний тиск, дебіти рідини й газу. Побудовано графічні залежності дебітів газу, рідини й вибійного тиску від робочої частоти ЕВН. Встановлено, що дебіти газу й рідини зростають зі збільшенням робочої частоти ЕВН. На основі результатів проведених розрахунків здійснено порівняльний аналіз технологічних параметрів експлуатації обводненої свердловини як з використанням ЕВН типу REDA DN3100, так і без його використання. Виведено залежності, які дають можливість прогнозувати технологічні параметри експлуатації обводненої свердловини. Підтверджено високу технологічну ефективність використання ЕВН для інтенсифікації розробки нафтогазових родовищ в умовах інтенсивного обводнення продуктивних покладів і видобувних свердловин.

Результати численних досліджень засвідчують високу ефективність регулювання процесу надходження пластової води в продуктивні поклади через нагнітання невуглеводневих газів поблизу початкового контуру газоносності. Для вдосконалення наявних технологій розробки газоконденсатних родовищ за водонапірного режиму досліджено ефективність циклічного нагнітання діоксиду вуглецю в продуктивні поклади. Розрахунки проведено для різної тривалості циклу нагнітання діоксиду вуглецю з використанням основних інструментів гідродинамічного моделювання Eclipse та Petrel компанії “Schlumberger”. За результатами розрахунків встановлено, що збільшення тривалості циклу нагнітання діоксиду вуглецю призводить до зменшення тривалості періоду розробки покладу до моменту прориву діоксиду вуглецю. Швидкий прорив невуглеводневого газу до видобувних свердловин призводить до їхнього відключення для забезпечення кондиції видобувного газу галузевим стандартам. Це також призводить до зниження технологічних показників розробки продуктивних покладів. Однак, аналізуючи результати досліджень, варто зазначити, що нагнітання діоксиду вуглецю в поклад на початковому газоводяному контакті сповільнює надходження пластової води в газонасичені горизонти. За результатами оброблення розрахункових даних оптимальне значення тривалості циклу нагнітання діоксиду вуглецю в поклад становить 7,89 місяця. Кінцевий коефіцієнт газовилучення для оптимального значення тривалості циклу нагнітання становитиме 64,14 %, а під час розробки на виснаження – 54,31 %. Результати проведених досліджень свідчать про технологічну ефективність нагнітання діоксиду вуглецю в продуктивний поклад на межі початкового газоводяного контакту для регулювання процесу надходження законтурних вод у газонасичені горизонти та збільшення кінцевого коефіцієнта вилучення газу.