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

Abstract

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.

Optimization of gas recycling technique in development of gas-condensate fields

“…For calculations, a hydrocarbon reservoir has been selected, which is characterized by the high initial condensate yield in the reservoir gas with the following parameters: depth of the producing reservoir is 4500 m, initial reservoir pressure is 45 MPa, reservoir temperature is 393 K, reservoir thickness is 15 m, average porosity is 0.11, initial gas saturation is 0.8, absolute reservoir permeability is 7.2 mD. Initial gas reserves are 2291 million m 3 and initial condensate reserves are 863 ths. m 3 .…”

“…The results of industrial experience in the development of gas-condensate fields indicate that under depletion develop-ment, not high ultimate hydrocarbon recovery are usually achieved. Gas recovery factors are on average 70-85 %, while condensate recovery factors are 13-40% [3]- [5].…”

Оптимізація Умов Експлуатації Газових І Газоконденсатних Свердловин На Завершальній Стадії Розробки

“…У привибійній зоні свердловини створюються найбільш сприятливі умови для випадання вологи та конденсату в основному через наявність депресійної лійки. Тому за певних умов потік газу починає рухатися з краплями рідини, які, з'єднуючись, утворюють потік рідинної фази, що рухається до вибою свердловини [10][11].…”

Дослідження Впливу Тиску Початку Нагнітання Сухого Газу На Коефіцієнт Конденсатовилучення Газоконденсатних Родовищ

“…Складність розробки родовищ за таких умов пов'язана з явищем ретроградної конденсації рідких вуглеводнів при зниженні пластового тиску нижче тиску початку конденсації. Це призводить до збільшення втрат конденсату в пласті та, відповідно, зменшення його вмісту у видобувній газоконденсатній суміші [1][2][3].…”

“…Коефіцієнт конденсатовилучення при розробці газоконденсатних родовищ на режимі виснаження становить 13-40 % [1][2]7]. Низькі поточні коефіцієнти вилучення вуглеводнів порівняно з досягнутим світовим рівнем свідчать про наявність значного потенціалу щодо нарощування власного видобутку вуглеводнів в Україні та великих перспектив щодо впровадження на існуючих виснажених нафтогазових родовищах нових технологій підвищення вуглеводневилучення.…”