Injection fluid selection based on equation of state for numerical simulation of miscible condensate displacement

• Autorzy: Lukin Oleh , Kondrat Oleksandr

Identyfikatory

DOI

10.18668/NG.2025.01.03

Warianty tytułu

PL

Wybór płynu zatłaczanego w oparciu o równanie stanu do symulacji numerycznej wypierania rozpuszczalnego kondensatu

• Języki publikacji: EN

Abstrakty

EN

Condensate dropout in the reservoir, below the saturation pressure, leads to a change in the composition of hydrocarbon gas and liquid at reservoir conditions, blocking part of the pore space, resulting in reduced well productivity. It also causes the composition of the fluid carried to the surface to contain a smaller amount of valuable intermediate hydrocarbon components such as C5+. The condensate dropped-out in the reservoir remains immobile until its saturation exceeds the critical saturation, or it is re-evaporated by miscible injection at pressure. The volume of the condensate bank in the reservoir and the resulting residual condensate reserves can reach tens of millions of m3 and, as a rule, consist of light and valuable hydrocarbon fractions. This publication investigates, using a compositional hydrodynamic simulator, the possibility of re-vaporizing a given volume of condensate and producing it by injecting a fluid that, at a given pressure and temperature, will mix with the condensate in the reservoir and form a single phase. A low-permeability gas condensate reservoir (0.001–0.1 mD), developed using a horizontal well with multi-stage hydraulic fracturing, is considered as a synthetic model. The results of the simulation showed a significant change in the composition of reservoir fluids with a corresponding decrease in reservoir pressure. The composition of the dropped-out condensate was determined, and a method for its mobilization by sequential injection of a mixing agent and production (huff-and-puff) was tested for different injection fluids. The methodology for selecting an injection agent based on the equation of state (EOS) in a PVT package for mixing displacement is considered and described. This type of numerical sensitivity provides a better understanding of the phase behavior of gas condensate, not only along the wellbore or fractures but also deep into the reservoir. It allows engineers to better optimize the development process and achieve significantly higher gas and condensate recovery rates by injecting a miscible fluid that is properly selected for a particular fluid system.

PL

Wytrącanie kondensatu w złożu poniżej ciśnienia nasycenia prowadzi do zmiany składu węglowodorów gazowych i ciekłych w warunkach złożowych, blokując część przestrzeni porowej, co skutkuje zmniejszoną produktywnością odwiertu. Powoduje to również, że skład płynu wynoszonego na powierzchnię zawiera mniejszą ilość cennych pośrednich składników węglowodorowych, takich jak C5+. Wytrącony w złożu kondensat pozostaje nieruchomy do momentu, aż jego nasycenie przekroczy nasycenie krytyczne lub zostanie ponownie odparowany w wyniku zatłaczania mieszalnego płynu pod odpowiednim ciśnieniem. Objętość kondensatu zalegającego w złożu i wynikające z tego rezydualne zasoby kondensatu mogą sięgać dziesiątek milionów m3 i z reguły składają się z lekkich i cennych frakcji węglowodorowych. W niniejszej publikacji zbadano, przy użyciu kompozycyjnego symulatora hydrodynamicznego, możliwość ponownego odparowania danej objętości kondensatu i jego wydobycia poprzez zatłaczanie płynu, który przy danym ciśnieniu i temperaturze zmiesza się z kondensatem w złożu, tworząc jedną fazę. Jako model syntetyczny rozważono złoże gazu kondensatowego o niskiej przepuszczalności (0,001–0,1 mD), eksploatowane za pomocą poziomego odwiertu z wielostopniowym szczelinowaniem hydraulicznym. Wyniki symulacji wykazały znaczną zmianę składu płynów złożowych wraz z odpowiadającym jej spadkiem ciśnienia złożowego. Określono skład wytrąconego kondensatu oraz przetestowano metodę jego mobilizacji poprzez sekwencyjne zatłaczanie środka mieszającego i wydobycie (metoda huff-and-puff) dla różnych płynów zatłaczanych. Rozważono i opisano metodologię doboru czynnika zatłaczanego w oparciu o równanie stanu (EOS) w pakiecie PVT dla wypierania mieszalnego. Tego rodzaju analiza numeryczna pozwala lepiej zrozumieć zachowanie fazowe gazu kondensatowego nie tylko wzdłuż otworu wiertniczego czy szczelin, ale również głęboko w złożu. Umożliwia to inżynierom lepszą optymalizację procesu eksploatacji i osiągnięcie znacznie wyższych współczynników odzysku gazu i kondensatu poprzez zatłaczanie odpowiednio dobranego, mieszalnego płynu dla danego układu złożowego.

Słowa kluczowe

EN

condensate miscibility; equation of state; hydrodynamic simulation; tight gas

PL

rozpuszczalność kondensatu; równanie stanu; symulacja hydrodynamiczna; gaz zamknięty

• Wydawca: Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
• Czasopismo: Nafta-Gaz
• Rocznik: 2025
• Tom: R. 81, nr 1
• Strony: 32--47
• Opis fizyczny: Bibliogr. 16 poz.

Twórcy

autor

Lukin Oleh

• Ivano-Frankivsk National Technical University of Oil and Gas

autor

Kondrat Oleksandr

• Ivano-Frankivsk National Technical University of Oil and Gas

Bibliografia

• Al Kharusi M., Cobanoglu M, Al Shukri M., Al Bulushi S., 2019. Challenges and Modeling Results of a Mature Rich Gas Condensate Field Redevelopment Study Applying Depletion and Multiple EOR Methods to Unlock Field Potential. International Petroleum Exhibition & Conference, Abu Dhabi, UAE. DOI:10.2118/197475-MS.
• Bang V., Yuan C., Pope G., Sharma M., Baran Jr. J., Skildum J., Linnemeyer H., 2008.Improving Productivity of Hydraulically Fractured Gas Condensate Wells by ChemicalTreatment. Offshore Technology Conference, Houston, Texas, USA. DOI:10.4043/19599-MS.
• Burachok O., Kondrat O., Matkivskyi S., Pershyn D., 2021. Comparative Evaluation of Gas-Condensate Enhanced Recovery Methods for Deep Ukrainian Reservoirs: Synthetic Case Study. SPE Europec featured at 82nd EAGE Conference and Exhibition. DOI: 10.2118/205149-MS.
• Ghiri M.N., Nasriani H.R., Sinaei M., Najibi S.H., Nasriani E., Parchami H., 2015. Gas Injection for Enhancement of Condensate Recovery in a Gas Condensate Reservoir. Energy Sources. Part A: Recovery, Utilization and Environmental Effects, 37(8): 799–806. DOI: 10.1080/15567036.2011.596901.
• Haddad D.E., Long H., Agrawal R., Kumar H.T., 2023. Reservoir Mechanisms of Unconventional Gas Injection EOR; Insights from Field Trials in the Eagle Ford. SPE/AAPG/SEG Unconventional Resources Technology Conference, Denver, Colorado. DOI:10.15530/urtec-2023-3862004.
• Hamdi H., Clarkson C.R., Esmail A., Sousa M.C., 2020. Importance of multiple-contact and swelling tests for huff-n-puff simulations: A montney shale example. Proceedings – SPE Annual Technical Conference and Exhibition. DOI: 10.2118/201557-MS.
• Lukin O., Kondrat O., 2024. Utilizing well-reservoir pseudo-connections for multi-stage hydraulic fracturing modeling in tight gas saturated formation. Mining of Mineral Deposits, 18(2): 113–121. DOI: 10.33271/mining18.02.113.
• Mohammed N., Abbas A.J., Enyi G.C., Suleiman S.M., Edem D.E., Abba M.K., 2020. Alternating N2 gas injection as a potential technique for enhanced gas recovery and CO2 storage in consolidated rocks: an experimental study. Journal of Petroleum Exploration and Production Technology, 10(8): 3883–3903. DOI:10.2118/202716-MS.
• Pope G., Wu W., Narayanaswamy G., Delshad M., Sharma M., Wang P., 2000. Modeling Relative Permeability Effects in Gas-Condensate Reservoirs With a New Trapping Model. SPE Reservoir Evaluation and Engineering, 3(02): 171–178. DOI:10.2118/62497-PA.
• Rivero J.A., Faskhoodi M., Ferrer G.G., Mukisa H., Zhmodik A., 2019. Huff-and-Puff Enhanced Oil Recovery in the Liquids-Rich Portion of the Montney: Applications for Gas Condensates. SPE/ AAPG/SEG Unconventional Resources Technology Conference, Denver, Colorado, USA. DOI: 10.15530/urtec-2019-979.
• Sahai R., Moghanloo R.G., 2022. Impact of Soaking Time on the Efficacy of Miscible Gas Injection into Hydraulically Fractured Shale Wells. SPE/AAPG/SEG Unconventional Resources Technology Conference. DOI: 10.15530/urtec-2022-3724055.
• Seteyeobot I., Jamiolahmady M., Jaeger P., Nasieef A., 2021. An Experimental Study of the Effects of CO2 Injection on Gas/ Condensate Recovery and CO2 Storage in Gas-Condensate Reservoirs. SPE Annual Technical Conference and Exhibition. DOI: 10.2118/206117-MS.
• Stalkup Jr. F.I., 1983. Miscible displacement. Society of Petroleum Engineers Monograph series, Dallas, series 8.
• Weisstein E.W. Ternary Diagram. <https://mathworld.wolfram.com/ TernaryDiagram.html> (access: 05.06.2021).
• Xu S., BinAmro A.A., Mabrook M., 2020. Miscible Gas Injection EOR, Carbonate Reservoirs Well Injectivity Field Cases. International Petroleum Exhibition & Conference, Abu Dhabi, UAE. DOI: 10.2118/202720-MS.
• Yang G., 2021. Minimum Miscibility Pressure of Gas Injection in Unconventional Reservoirs. SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Dubai, UAE. DOI: 10.2118/208625-STU.