ЗБІЛЬШЕННЯ ВИДОБУТКУ ФЛЮЇДУ, ЩО ЗНАХОДИТЬСЯ НА ЗАВЕРШАЛЬНІЙ СТАДІЇ РОЗРОБКИ, ЗА РАХУНОК УДОСКОНАЛЕННЯ ОБЛАДНАННЯ ІНТЕНСИФІКАЦІЇ
Анотація
Установлено, що запаси флюїду родовища, яке знаходяться на завершальній стадії розробки, є важко видобувними й
обводненими. Проаналізовано методи інтенсифікації і з’ясовано, що раціонально в такому випадку буде закачати в
пласт вуглекислий газ. Визначено його вплив на в’язку нафту та на воду. Наведено результати статистичної обробки
зміни дебіту до і після ін’єкції діоксиду карбону, впливу об’єму газу, що закачується у свердловину, від середньої
проникності пласта, а також від очікуваного дебіту свердловини після проведення ін’єкції. Проаналізовано, що
розробка газоконденсатних родовищ без підтримки пластового тиску (так званий «режим виснаження») призводить
до втрат, часто значних, вуглеводневого конденсату. Для зменшення пластових втрат конденсату використовуються
різні способи впливу на пласт, що передбачають нагнітання газів або води зазвичай при початкових пластових тисках. Використання цих методів вимагає великих інвестицій, що не завжди економічно виправдано. Нова технологія
заснована на ефектах витіснення пластового жирного газу сухим, випаровування рідких ретроградних вуглеводнів,
підтримки пластового і забійного тисків, блокування активної підошовної та законтурної води. Технологія забезпечує збереження фонду діючих свердловин, збільшення їх продуктивності та дебітів, підвищення вуглеводовіддачі
пласта, підтримання сировинної бази газопереробного заводу, продовження періоду активного функціонування всієї
створеної промислово-заводської інфраструктури. Для реалізації технології та досягнення її проектної ефективності
необхідно створити і впровадити нову надійну систему контролю за розробкою. Ця система повинна враховувати
геолого-технологічні особливості об’єкта видобутку вуглеводнів і технології його розробки, маючи на увазі геологічну будову колектора, ефективні газонасичені товщини, термобаричні умови та ін. Вона має забезпечувати безперервний контроль інтервалів приймальності при закачуванні газу та інтервалів дренування при відборі вуглеводневої
суміші, оперативне визначення компонентного складу продукції на основі застосування високоточної геофізичної та
хроматографічної апаратури.
Посилання
Tukhteev, P.M., Ibraev, P.A., Stenechkin, Yu.N. (2007).
Intensification of oil production from carbonate formations
(No. 7). Ufa Oil industry.
2. Gallyamov, I.M., Vakhitov, T.M., Shafikova, E.A.,
Apkarimova, G.I., Sudakov, M.S., Samigullin, I.F., (2008).
To the problem of applicability of polymer compositions at
low temperatures. New in geology and development of oil
fields of Bashkortostan, 120, 221-225.
3. Gafarov, Sh.A., Shamaev, G.A., Safonov, E.H. (2005).
Features of the filtration of non – Newtonian oils in
carbonate porous media. Oil industry, 11, 52-54.
4. Rubel, V.P. (2018). Evaluation of the effectiveness of
intensification methods on the example of the conditions of
the Bilskoye oil and gas condensate field. World Science,
6(34), 46-51.
https://doi.org/10.31435/rsglobal_ws/12062018/5819
5. Rubel, V.P. (2018). Improving the efficiency of gas
production intensification technology as exemplified by the
Kolomatsk gas condensate field: International Trends in
Science and Technology, 1, 57-60.
6. Vynnykov, Yu., Manhura, A., Zimin, O. & Маtviienko, А. (2019). Use of thermal and magnetic devices
for prevention of asphaltene, resin, and wax deposits
on oil equipment surfaces. Mining of Mineral Deposits,
13(2), 34-40.
https://doi.org/10.33271/mining13.02.034
7. Chatterjee, S. & Hadi, A. (2006). Regression analysis
by example: Hoboken, NJ: Wiley.
8. Patsy, E. (2018). Advances In Unconventional Gas. Solutions to meet growing gas demand worldwide. A publication of Hart Energy Publishing. Retrieved from:
www.hartenergy.com
9. Cambell, B.L. & Chmilowski, W. (2005). Effective
Stimultion of lowp ermeability gas i n Western Canada.
Journal Can. Petrol. Technol, 14(2). 17-22.
10. Mykhailovska, O., Rubel, V., Oleksiienko, O. &
Petruniak, M. (2018). Method of evaluation of stress – strain
state rock around well. International Journal of Engineering
& Technology, 7(4.8). 312-318.
https://doi.org/10.14419/ijet.v7i4.8.27262
11. Ko, S.C.M., Stanton, P.M. & Stephenson, D.J. (1985).
Tertiary recovery potential of CO2 flooding in Joffre Viking
Pool Alberta. Journal of Canadian Petroleum, 1. 36-43.
12. Heddle, G., Herzog, H. & Klett, M. (2003). The economics of CO2
storage. Eds Massachusetts Institute of
Technology, 111.
This work is licensed under a Creative Commons Attribution-NonCommercial-ShareAlike 4.0 International License.
