Повышение коэффициента извлечения конденсата путём поддержания пластового давления закачкой углеводородных и неуглеводородных газов

Abstract

Актуальность. Рассматривается проблема повышения эффективности разработки газовых и газоконденсатных месторождений в России с акцентом на необходимость увеличения коэффициента извлечения углеводородов, особенно газового конденсата. Введение технологии поддержания пластового давления с закачкой различных газообразных агентов (углеводородных и неуглеводородных газов) в продуктивный пласт представляется как одно из ключевых решений для повышения извлечения конденсата из газоконденсатных залежей в Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции, который в настоящее время составляет не более 30 %. Цель. Определение оптимальных газообразных агентов нагнетания и схем разработки для объекта ПК18-19, которые позволят увеличить коэффициент извлечения конденсата и газа, а также обеспечить экономическую рентабельность процесса. Методы. Анализ научной литературы, математическое моделирование, статистические методы. Результаты и выводы. Создана композиционная модель эксплуатационного объекта, на основе которой определена эффективность закачки следующих газовых агентов и смесей: сухого газа, азота, диоксида углерода, смеси CH4 и C2H6 (в соотношении 8:2), смеси CH4 и CO2 (1:1), смеси СН4 и NO2 (1:1), смеси NO2 и CO2 (1:1) и смеси CH4, NO2 и CO2 (соотношение 1:1:1). Результаты моделирования показали, что наиболее эффективным агентом для повышения коэффициента извлечения конденсата является диоксид углерода, тогда как азот, несмотря на свою низкую технологическую эффективность, оказался наиболее экономически выгодным вариантом. Работа подчеркивает важность комплексного подхода к выбору газовых агентов для поддержания пластового давления, учитывающего как технологические, так и экономические аспекты, и предлагает рекомендации для нефтегазовых компаний по оптимизации процессов разработки месторождений

Relevance. This study addresses the challenge of enhancing the efficiency of gas and gas-condensate field development in Russia, with a focus on increasing hydrocarbon recovery, particularly gas condensate. The introduction of reservoir pressure maintenance technology, involving the injection of various gaseous agents (hydrocarbon and non-hydrocarbon gases) into the productive formation, is proposed as a key solution to improve condensate recovery from gas-condensate reservoirs in the West Siberian oil and gas province, where current recovery rates do not exceed 30%. Aim. To determine the optimal gaseous injection agents and development schemes for the PK18-19 reservoir, aimed at increasing condensate and gas recovery while ensuring economic viability. Methods. The study employs scientific literature analysis, mathematical modeling, and statistical methods. Results and conclusions. The authors developed the compositional model of the production target, enabling the evaluation of the effectiveness of injecting the following gaseous agents and mixtures: dry gas, nitrogen, carbon dioxide, a mixture of CH4 and C2H6 (8:2 ratio), mixture of CH4 and CO2 (1:1), mixture of CH4 and NO2 (1:1), mixture of NO2 and CO2 (1:1), and mixture of CH4, NO2, and CO2 (1:1:1 ratio). The simulation results demonstrated that carbon dioxide is the most effective agent for increasing condensate recovery, while nitrogen, despite its lower technological efficiency, proved to be the most economically viable option. The study emphasizes the importance of a comprehensive approach to selecting gaseous agents for reservoir pressure maintenance, considering both technological and economic factors, and provides recommendations for oil and gas companies to optimize field development processes