tumnigИзвестия высших учебных заведений. Нефть и газOil and Gas Studies0445-01083033-8174Industrial University of Tyumen10.31660/0445-0108-2024-3-83-99tumnig-1218Research ArticleБУРЕНИЕ СКВАЖИН И РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЙDRILLING OF WELLS AND FIELDS DEVELOPMENTМоделирование технологий поддержания пластового давления закачкой углеводородных и неуглеводородных газов в ачимовские пластыSimulating the reservoir pressure maintenance strategy by injecting HC and non-HC gases into the Achimov reservoirsРусановА. С.RusanovA. S.

Александр Сергеевич Русанов, заместитель генерального директора погазовым проектам

Тюмень

Alexander S. Rusanov, Deputy General Director for Gas Projects

Tyumen

РомановА. С.RomanovA. S.

Александр Сабурович Романов, кандидат технических наук, эксперт

Тюмень

Alexander S. Romanov, Candidate of Engineering, Expert

Tyumen

asromanov@tnnc.rosneft.ruРейтблатЕ. А.ReitblatE. A.

Елена Александровна Рейтблат, эксперт

Тюмень

Elena A. Reitblat, Expert

Tyumen

ГлумовД. Н.GlumovD. N.

Дмитрий Николаевич Глумов, начальник управления

управление новых и зарубежных активов

Тюмень

Dmitry N. Glumov, Head of Division

Subsurface Division New and Foreign Assets

Tyumen

ООО «Тюменский нефтяной научный центр»РоссияTyumen Petroleum Research Center LLCRussian FederationООО «Тюменский нефтяной научный центр»РоссияTyumen Petroleum Research Center LLC; Industrial University of TyumenRussian FederationООО «Тюменский нефтяной научный центр»; Тюменский индустриальный университетРоссияTyumen Petroleum Research Center LLCRussian Federation202410072024038399Copyright © Русанов А.С., Романов А.С., Рейтблат Е.А., Глумов Д.Н., 20242024Русанов А.С., Романов А.С., Рейтблат Е.А., Глумов Д.Н.Rusanov A.S., Romanov A.S., Reitblat E.A., Glumov D.N.Данная работа распространяется под лицензией Creative Commons Attribution 4.0.This work is licensed under a Creative Commons Attribution 4.0 License.https://tumnig.tyuiu.ru/jour/article/view/1218

   Предпосылками для исследования являются выбор оптимального агента для сайклинг-процесса и установление оптимальных условий, при которых достигается максимальный коэффициент конденсатоотдачи.

   Цель данной работы — оценка технологической эффективности методов увеличения конденсатоотдачи при нагнетании в залежь углеводородных (метан) и неуглеводородных (азот, двуокись углерода) газов.

   Целевым объектом исследования является пласт Ач3-4 в пределах Ново-Уренгойского лицензионного участка Уренгойского месторождения. Ведущим методом для выявления изложенной проблемы являются результаты гидродинамических расчетов, выполненных на композиционной гидродинамической модели, реализованной в формате ECLIPSE 300. Для моделирования на одном из участков пласта Ач3-4 подобран элемент разработки, в котором средние параметры соответствовали параметрам из полномасштабной модели. Оценка эффективности выполнялась сравнением выбранных методов с базовым сценарием, представляющим традиционную схему разработки залежи пласта Ач3-4 на естественном режиме. Время начала закачки устанавливалось в гидродинамической модели после отбора 30, 50 и 85 % газа от начальных геологических запасов и при установившемся давлении 18, 37 и 40 МПа при условии достижения коэффициента извлечения газа, полученного в варианте разработки на естественном режиме. Технологическая эффективность вариантов разработки оценивалась по динамике изменения коэффициента извлечения конденсата в зависимости от динамики изменения коэффициента извлечения газа. Лучший вариант был выбран по максимальному значению коэффициента извлечения конденсата. Результаты проведенных исследований по увеличению конденсатоотдачи пластов свидетельствуют об эффективности применения в качестве агента углекислого газа. Коэффициент извлечения конденсата зависит от соотношения нагнетательных и добывающих скважин, времени начала поддержания пластового давления и количества поровых объемов прокачки. Эффективность от закачки углекислого газа на поздних стадиях разработки резко возрастает при достижении минимального давления смешивания.

   Prerequisites for the study are selection of the optimal agent to maintain reservoir pressure and setting the optimal conditions under which the maximum condensate recovery factor is achieved.

   The aim of the article is to assess the technological efficiency of methods for increasing condensate recovery while maintaining reservoir pressure by injecting hydrocarbon (methane) and non-hydrocarbon (nitrogen, carbon dioxide) gases.

   The subject of this study is the Ach3-4 reservoir within the Novo-Urengoyskoye license area of the Urengoy field. The most effective methodology for identifying the stated issue is the outcome of hydrodynamic calculations conducted on a composite hydrodynamic model implemented in ECLIPSE 300 format. In order to model one of the sections of the Ach3-4 reservoir, a development element was selected in which the average parameters corresponded to those of the full-scale model. The efficiency of the selected methods was evaluated by comparing them with the baseline scenario, which represents the conventional approach to the development of the Ach3-4 reservoir on depletion. The injection start was set in a dynamic model after removal of 30, 50 and 85 % of gas initially in-place and at a steady pressure of 18, 37 and 40 MPa, provided that gas recovery factor was achieved on depletion. The technological efficiency of the development options was evaluated by examining the dynamics of the condensate recovery factor in relation to the dynamics of the gas recovery factor. The optimal option was identified based on the maximum value of the condensate recovery factor. The results of the studies conducted to increase condensate recovery from reservoirs indicate the effectiveness of using carbon dioxide as an agent. The condensate recovery factor depends on the ratio of injection and production wells, the time of the start of reservoir pressure maintenance and the number of pore volumes pumped. The efficiency of carbon dioxide injection at late stages of development increases dramatically when the minimum mixing pressure is reached.

секторная модельподдержание пластового давленияминимальное давление смешиваниязакачка углекислого газапластовое давлениеsector modelreservoir pressure maintenanceminimum mixing pressurecarbon dioxide injectionreservoir pressureReferencesМакаров, Е. С. Исследование способов дополнительного извлечения газоконденсата из ачимовских пластов на гидродинамических моделях / Е. С. Макаров, А. Ю. Юшков, А. С. Романов. – DOI: 10.21684/2411-7978-2017-3-1-79-90. – Текст : непосредственный // Вестник Тюменского государственного университета. Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика. – 2017. – Т. 3, № 1. – С. 79–90.Макаров, Е. С. Исследование способов дополнительного извлечения газоконденсата из ачимовских пластов на гидродинамических моделях / Е. С. Макаров, А. Ю. Юшков, А. С. Романов. – DOI: 10.21684/2411-7978-2017-3-1-79-90. – Текст : непосредственный // Вестник Тюменского государственного университета. Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика. – 2017. – Т. 3, № 1. – С. 79–90.Петренко, В. И. Применение сайклинг-процесса на гигантском газоконденсатном месторождении Хасси Р’Мель в Алжире / В. И. Петренко. – Текст : непосредственный // Вестник Северо-Кавказского государственного технического университета. – 2012. – № 3 (32). – C. 92–96.Петренко, В. И. Применение сайклинг-процесса на гигантском газоконденсатном месторождении Хасси Р’Мель в Алжире / В. И. Петренко. – Текст : непосредственный // Вестник Северо-Кавказского государственного технического университета. – 2012. – № 3 (32). – C. 92–96.Тер-Саркисов, Р. М. Управление процессом разработки газоконденсатного пласта / Р. М. Тер-Саркисов, А. А. Захаров, В. А. Николаев. – Текст : непосредственный // Газовая промышленность. – 2001. – № 3. – С. 39–40.Тер-Саркисов, Р. М. Управление процессом разработки газоконденсатного пласта / Р. М. Тер-Саркисов, А. А. Захаров, В. А. Николаев. – Текст : непосредственный // Газовая промышленность. – 2001. – № 3. – С. 39–40.Шандрыгин, А. Н. Повышение эффективности сайклинг-процесса в трещиновато-пористых коллекторах / А. Н. Шандрыгин, Т. Н. Сегин. – Текст : непосредственный // Газовая промышленность. – 1992. – № 7. – С. 32–34.Шандрыгин, А. Н. Повышение эффективности сайклинг-процесса в трещиновато-пористых коллекторах / А. Н. Шандрыгин, Т. Н. Сегин. – Текст : непосредственный // Газовая промышленность. – 1992. – № 7. – С. 32–34.Odi, U. Analysis and potential of CO<sub>2</sub> Huff-n-Puff for near wellbore condensate removal and enhanced gas recovery / U. Odi. – Text : electronic // SPE Annual Technical. Conference and Exhibition, San Antonio, Texas, October, 8–10, 2011. – URL: doi: 10.2118/160917-STU.Odi, U. Analysis and potential of CO<sub>2</sub> Huff-n-Puff for near wellbore condensate removal and enhanced gas recovery / U. Odi. – Text : electronic // SPE Annual Technical. Conference and Exhibition, San Antonio, Texas, October, 8–10, 2011. – URL: doi: 10.2118/160917-STU.Перенести в английский вариантПеренести в английский вариантMakarov, E. S., Yushkov, A. Yu., & Romanov, A. S. (2017). Study of the efficiency of methods for enchased condensate recovery based on reservoir simulation models. Tyumen State University Herald. Physical and Mathematical Modeling. Oil, Gas, Energy, 3(1), pp. 79-90. (In Russian). DOI: 10.21684/2411-7978-2017-3-1-79-90Makarov, E. S., Yushkov, A. Yu., & Romanov, A. S. (2017). Study of the efficiency of methods for enchased condensate recovery based on reservoir simulation models. Tyumen State University Herald. Physical and Mathematical Modeling. Oil, Gas, Energy, 3(1), pp. 79-90. (In Russian). DOI: 10.21684/2411-7978-2017-3-1-79-90Petrenko, V. I. (2012). Primenenie saykling-protsessa na gigantskom gazokondensatnom mestorozhdenii Khassi R'Mel' v Alzhire. Vestnik Severo-Kavkazskogo gosudarstvennogo tekhnicheskogo universiteta, (3(32)), pp. 92-96. (In Russian).Petrenko, V. I. (2012). Primenenie saykling-protsessa na gigantskom gazokondensatnom mestorozhdenii Khassi R'Mel' v Alzhire. Vestnik Severo-Kavkazskogo gosudarstvennogo tekhnicheskogo universiteta, (3(32)), pp. 92-96. (In Russian).Ter-Sarkisov, R. M., Zakharov, A. A., & Nikolaev, V. A. (2001). Upravlenie protsessom razrabotki gazokondensatnogo plasta. Gazovaya promyshlennost', (3), pp. 39-40. (In Russian).Ter-Sarkisov, R. M., Zakharov, A. A., & Nikolaev, V. A. (2001). Upravlenie protsessom razrabotki gazokondensatnogo plasta. Gazovaya promyshlennost', (3), pp. 39-40. (In Russian).Shandrygin, A. N., & Segin, T. N. (1992). Povyshenie effektivnosti saykling-protsessa v treshchinovato-poristykh kollektorakh. Gazovaya promyshlennost', (7), рр. 32-34. (In Russian).Shandrygin, A. N., & Segin, T. N. (1992). Povyshenie effektivnosti saykling-protsessa v treshchinovato-poristykh kollektorakh. Gazovaya promyshlennost', (7), рр. 32-34. (In Russian).Odi, U. (2011). Analysis and potential of CO<sub>2</sub> Huff-n-Puff for near well-bore condensate removal and enhanced gas recovery. SPE Annual Technical. Conference and Exhibition, San Antonio, Texas, October, 8-10, 2011. (In English). doi: 10.2118/160917-STUOdi, U. (2011). Analysis and potential of CO<sub>2</sub> Huff-n-Puff for near well-bore condensate removal and enhanced gas recovery. SPE Annual Technical. Conference and Exhibition, San Antonio, Texas, October, 8-10, 2011. (In English). doi: 10.2118/160917-STU

The authors declare that there are no conflicts of interest present.