Multiphase Gas-Condensate Metering Tests with Individual Fluid Properties Model (Russian)

Davidovskiy, A. O.; Abramochkin, S. A.; Lopatina, N. G.

doi:10.2118/187753-ru

Cited by 3 publications

(1 citation statement)

References 1 publication

Supporting

Mentioning

Contrasting

Order By: Relevance

“…Maintenance of the reservoir pressure in gas condensate fields can be carried out by revers injection of separated (dry) gas, use of dry gas of oil fields, non-hydrocarbon gases (nitrogen, carbon dioxide, air, flue and exhaust gases), artificial hydrocarbons which is obtained by hydrocarbon conversion by water steam, mixtures of hydrocarbon and non-hydrocarbon gases, of water and gas-water mixtures injection. [1,[3][4][5][6][7][8][9][10][11].…”

Section: Introductionmentioning

confidence: 99%

Investigation of the efficiency of gas condensate reservoirs waterflooding at different stages of development

Burachok

Kondrat

Matkivskyi³

2021

E3S Web of Conf.

View full text Add to dashboard Cite

The study of flooding gas condensate reservoirs at different stages of depletion (25, 50, 75% of the dew point pressure and at the maximum condensation pressure) with different potential hydrocarbon content of 100, 300 and 500 g/m3 and different voidage replacement by using injection (50, 100 and 150%). The results showed a positive effect of water injection on the increase of the condensate recovery factor, but a decrease in gas production compared to the basic options of development at depletion drive. Thus, for formation systems with medium and high potential yield of liquid hydrocarbons C5+, the largest incremental production is obtained in the case when water injection begins with minimum depletion of formation energy. While for a formation system with a low potential yield (100 g/m3) the maximum technological effect is obtained under the condition of maximum depletion. In the case of medium and high C5+ yield in the formation gas, with a slight decrease in the formation pressure by 25 or 50% of the dew point pressure, the maximum increase in the condensate recovery factor is achieved at high injection rates with 100 or 150% voidage replacement. The obtained results can be used for rapid screening of potential methods of impact on the gas condensate reservoir, and the final decision concerning the technological parameters of production and injection wells operation will be made due to the results of optimization of multivariate hydrodynamic calculations using geological and technological models.

show abstract

Section: Introductionmentioning

confidence: 99%

Investigation of the efficiency of gas condensate reservoirs waterflooding at different stages of development

Burachok

Kondrat

Matkivskyi³

2021

E3S Web of Conf.

View full text Add to dashboard Cite

show abstract

Дослідження Впливу Тривалості Сайклінг-Процесу На Коефіцієнт Конденсатовилучення Виснажених Газоконденсатних Родовищ

Matkivskyi¹

2022

МРУ

View full text Add to dashboard Cite

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.

show abstract

Evaluation of the gas recycling duration on the hydrocarbon recovery from gas condensate fields

Matkivskyi¹,

Burachok

Matiishyn

2022

Archives of Materials Science and Engineering

View full text Add to dashboard Cite

Optimization of formation pressure maintenance technologies in the development of gas condensate fields with a high initial content of condensate in the reservoir gas using numerical modelling. A study on the efficiency of dry gas injection for pressure maintenance in gas condensate fields was performed with the help of numerical 3D models. Key technological indicators of the reservoir development were calculated for the dry gas injection period of 12, 24, 36, 48, and 60 months. The results are presented as plots for the parameters in a study. Based on the results of the studies, it was found that the introduction of dry gas injection technology ensures that reservoir pressure is maintained at the highest level compared to the development of gas condensate reservoirs on primary depletion. Due to this, further condensate drop-out in the reservoir is slowed down, and the production of partly already condensed hydrocarbons is ensured by their evaporation into the dry gas injected from the surface. The simulation results indicate that increase in the injection duration period leads to an increase of the cumulative condensate production and hence the final hydrocarbon recovery factor. The heterogeneity of oil and gas deposits, both in terms of area and thickness, significantly affects the efficiency of the developed hydrocarbon enhancement technologies. In order to minimize the negative impact of heterogeneity, it is necessary to conduct additional studies on the conditions of specific reservoirs or fields. The reservoir pressure maintenance technology implementation according to various technological schemes, as well as using various types of injection agents, will significantly intensify the development of depleted gas condensate fields with a high condensate yield. Statistical analysis of the simulation results identified the optimum value of the dry gas injection period into the gas condensate reservoir, which is 34.3 months for the conditions of a given reservoir in the study.

show abstract

Multiphase Gas-Condensate Metering Tests with Individual Fluid Properties Model (Russian)

Cited by 3 publications

References 1 publication

Investigation of the efficiency of gas condensate reservoirs waterflooding at different stages of development

Investigation of the efficiency of gas condensate reservoirs waterflooding at different stages of development

Дослідження Впливу Тривалості Сайклінг-Процесу На Коефіцієнт Конденсатовилучення Виснажених Газоконденсатних Родовищ

Evaluation of the gas recycling duration on the hydrocarbon recovery from gas condensate fields

Contact Info

Product

Resources

About