Александр Сергеевич Русанов, заместитель генерального директора по газовым проектам
Тюмень
Alexander. S. Rusanov, Deputy General Director for Gas Projects
Tyumen
Александр Владимирович Стрекалов, доктор технических наук, старший эксперт
Тюмень
Alexander V. Strekalov, Doctor of Engineering, Senior Expert
Tyumen
Александр Сабурович Романов, кандидат технических наук, эксперт
Тюмень
Alexander S. Romanov, Candidate of Engineering, Expert
Tyumen
Елена Александровна Рейтблат, эксперт
Тюмень
Elena A. Reitblat, Expert
Tyumen
Михаил Юрьевич Москалец, главный специалист
Тюмень
Mikhail Y. Moskalets, Head specialist
Tyumen
Александр Николаевич Карп, руководитель группы
Тюмень
Alexander N. Karp, Head of Group
Tyumen
Дмитрий Николаевич Глумов, начальник управления
управление новых и зарубежных активов
Тюмень
Dmitry N. Glumov, Head of the Department
Department of Geology and Development of New and Foreign Assets
Tyumen
Предпосылками для исследования являются результаты расчетов для сайклинг-процесса, в которых вместо сухого газа в качестве агента для закачки в ачимовские пласты с целью увеличения коэффициента извлечения конденсата предлагается использовать углекислый газ.
Целью работы является оценка эффективности от закачки углекислого газа по технологии реинжекции и снижение углеродного следа на поздней стадии разработки месторождения.
Объектом исследования является пласт Ач3-4 в пределах Ново-Уренгойского лицензионного участка Уренгойского месторождения.
Ведущим методом для выявления изложенной проблемы являются результаты моделирования на полномасштабной композиционной гидродинамической модели, реализованной в формате ECLIPSE 300.
В модели учтена история разработки месторождения на естественном режиме. В работе рассматриваются две схемы нагнетания углекислого газа в пласт. В первой схеме закачка чистого углекислого газа осуществляется по замкнутой схеме, при этом достижение углеродной нейтральности за счет захоронения не обеспечивается. Во второй схеме закачка углекислого газа осуществляется по технологии реинжекции. С момента начала закачки реализация газа прекращается. Предусматривается реализация только конденсата, который выделяется из пластового газа на линии низкотемпературной сепарации и направляется на дальнейшую подготовку. После выделения конденсата смесь природного и углекислого газов в определенной пропорции подается на компрессорную станцию для обратной закачки в пласт в газообразном состоянии. При закачке чистого углекислого газа достигается коэффициент извлечения конденсата, сопоставимый с коэффициентом извлечения конденсата при закачке газа с 30 %-ной примесью углекислого газа. При этом данный вариант проигрывает базовому и другим вариантам по экономическим показателям из-за высоких капитальных вложений в реконструкцию существующего оборудования подготовки газа (требуется строительство установки аминовой очистки). При закачке углекислого газа по технологии реинжекции, помимо дополнительной добычи конденсата, выпавшего в пласте при разработке на естественном режиме, достигается снижение углеродного следа. С точки зрения максимизации коэффициента извлечения конденсата подобрана оптимальная концентрация углекислого газа в смеси, которая нагнетается в пласт. Для максимизации коэффициента извлечения газа обоснован оптимальный срок начала закачки. Экономическая эффективность ожидается за счет дополнительного извлечения конденсата выпавшего в пласте, достижения углеродной нейтральности — за счет монетизации и захоронения углекислого газа.
The prerequisites for the study are the calculation results for the cycling process, where carbon dioxide is proposed as the injection agent into the Achimov formations instead of dry gas, with the goal of increasing the condensate recovery factor.
The work is focused on the efficiency assessment of carbon dioxide reinjection technology and reducing carbon footprint at a late stage of field development.
The research object is the Аch3-4 formation within the Novo-Urengoy license area of the Urengoy field.
The leading method to identify this problem is the results of the full-scale composite dynamic model in the ECLIPSE 300 format.
The model takes into account the history of field development on depletion. The articles deals with two schemes for injecting carbon dioxide into the formation. In the first scheme, pure carbon dioxide is injected in a closed-loop system, but carbon neutrality through storage is not achieved. In the second scheme, carbon dioxide is injected using reinjection technology. Once injection begins, gas production stops. Only the condensate separated from the formation gas during low-temperature separation is sold and sent for further processing. After allocation of the condensate, the mixture of natural gas and carbon dioxide, in a specific proportion, is sent to the compressor station for reinjection into the formation in a gaseous state. Injecting pure carbon dioxide achieves a condensate recovery factor similar to that of gas injection with a 30 % carbon dioxide mixture. However, this option is less economically viable compared to the base and other scenarios due to high capital costs for upgrading the existing gas processing equipment (requiring the construction of an amine treatment unit). With carbon dioxide injection using reinjection technology, in addition to recovering extra condensate that had condensed during natural depletion, a reduction in the carbon footprint is also achieved. To maximize the condensate recovery factor, the optimal concentration of carbon dioxide in the injection mixture has been determined. The optimal timing for the start of injection was identified to maximize gas recovery. Economic efficiency is expected from the additional recovery of condensate trapped in the reservoir and from achieving carbon neutrality through the monetization and storage of carbon dioxide.
The authors declare that there are no conflicts of interest present.