The influence of nitrogen injection duration at the initial gas-water contact on the gas recovery factor

Abstract

This paper reports a study that employed a digital three-dimensional model of the gas condensate reservoir to investigate the process of nitrogen injection at the boundary of initial gas-water contact at different values of the injection duration. The calculations were performed for 5, 6, 8, 10, 12 and 14 months injection duration. Based on the modeling results, it was found that increasing the duration of the nitrogen injection decreases the operation time of production wells until the breakthrough of non-hydrocarbon gas. Based on the analysis of the technological indicators of reservoir development, it was established that the introduction of technology of the nitrogen injection into a reservoir ensures a reduction in the volume of reservoir water production. The cumulative water production at the time of nitrogen breakthrough to the production wells at the nitrogen injection duration of 5 months is 197,3 thousand m3; of 14 months – 0,038 m3. According to the results from the statistical treatment of estimation data, the optimal value for the nitrogen injection duration was determined, which is 8,04 months. The ultimate gas recovery factor for the optimal period of the non-hydrocarbon gas injection is 58,11 %, and in the development of a productive reservoir for depletion – 34,6 %. Based on the research results, the technological efficiency of nitrogen injection into a productive reservoir has been determined at the boundary of initial gas-water contact in order to slow the movement of reservoir water into gas-saturated horizons. This study results allow the improvement of the existing technologies of hydrocarbon fields development under conditions of water drive. The use of the results of the research carried out in production will make it possible to reduce the volume of cumulative water production and increase the ultimate gas recovery factors to 23,51 %

Experimental Studies of Efficient Wells Completion in Depleted Gas Condensate Fields by Using Foams

“…As a result, there are difficulties in restoring the collector properties of bottom-hole zone. In addition, the operation of oil and gas condensate wells causes complications related to the destruction of the bottomhole zone, water encroachment [23][24][25], hydrates [26], corrosion [27][28][29] and erosion [30] of equipment, etc. To maintain the planned volumes of hydrocarbon production and restore the technical condition of wells in such fields it is required to perform workovers, before which, in accordance with the requirements of RLALP 11.1-1.01-08 (regulatory legal acts on labor protection)"Safety rules in the oil and gas industry of Ukraine", the well must be shut down.…”

Перспективи Підвищення Вуглеводневилучення Нафтогазових Родовищ У Рамках Декарбонізації Енергетичного Сектору України

“…Перспективним напрямом утилізації техногенного діоксиду вуглецю є його використання в нафтогазовій промисловості для підвищення вуглеводневилучення виснажених родовищ. На основі аналізу результатів світового досвіду розробки нафтогазових родовищ встановлено високу технологічну ефективність використання діоксиду вуглецю в якості агенту нагнітання [7,22].…”

Дослідження Ефективності Регулювання Процесу Обводнення Газоконденсатних Покладів Гадяцького Родовища З Використанням Діоксиду Вуглецю

“…Однією з успішних технологій у галузі збільшення видобутку природного газу є технологія нагнітання діоксиду вуглецю в продуктивний поклад на межі початкового газоводяного контакту [12]. Завдяки впровадженню технології нагнітання діоксиду вуглецю защемлений газ витісняється пластовою водою до експлуатаційних свердловин і водночас створюється додатковий бар'єр між водонапірною системою та газонасиченими покладами [10,11].…”