Enhanced Gas and Condensate Recovery: Review of Published Pilot and Commercial Projects

• Autorzy: Burachok Oleksandr

Identyfikatory

DOI

10.18668/NG.2021.01.03

Warianty tytułu

PL

Wspomaganie wydobycia gazu ziemnego i kondensatu: przegląd opublikowanych projektów pilotażowych i komercyjnych

• Języki publikacji: EN

Abstrakty

EN

The majority of the Ukrainian gas condensate fields are in the final stage of development. The high level of reservoir energy depletion has caused significant in situ losses of condensed hydrocarbons. Improving and increasing hydrocarbon production is of great importance to the energy independence of Ukraine. In this paper, a review of the pilot and commercial enhanced gas and condensate recovery (EGR) projects was performed, based on published papers and literature sources, in order to identify those projects which could potentially be applied to the reservoir conditions of Ukrainian gas condensate fields. The EGR methods included the injection of dry gas (methane), hydrocarbon solvents (gas enriched with C2–C4 components), or nitrogen and carbon dioxide. The most commonly used and proven method is dry gas injection, which can be applied at any stage of the field’s development. Dry gas and intra-well cycling was done on five Ukrainian reservoirs, but because of the need to block significant volumes of sales gas they are not being considered for commercial application. Nitrogen has a number of significant advantages, but the fact that it increases the dew point pressure makes it applicable only at the early stage, when the reservoir pressure is above or near the dew point. Carbon dioxide is actively used for enhanced oil recovery (EOR) or for geological storage in depleted gas reservoirs. In light of the growing need to reduce carbon footprints, CO2 capture and sequestration is becoming very favourable, especially due to the low multi-contact miscibility pressure, the high density under reservoir conditions, and the good miscibility with formation water. All of these factors make it a good candidate for depleted gas condensate reservoirs.

PL

Większość ukraińskich złóż gazu kondensatowego znajduje się w końcowej fazie zagospodarowania. Wysoki poziom wyczerpania energii złożowej spowodował znaczne straty in situ skroplonych węglowodorów. Duże znaczenie dla niezależności energetycznej Ukrainy ma usprawnienie i zwiększenie wydobycia węglowodorów. W niniejszym artykule dokonano przeglądu pilotażowych i komercyjnych projektów wspomagania wydobycia gazu ziemnego i kondensatu (EGR) na podstawie opublikowanych artykułów i źródeł literaturowych w celu zidentyfikowania tych, które mogą znaleźć zastosowanie w warunkach występujących w ukraińskich złożach gazowokondensatowych. Metody EGR obejmują zatłaczanie: suchego gazu (metanu), rozpuszczalników węglowodorów (gaz wzbogacony składnikami C2–C4), azotu i dwutlenku węgla. Najpowszechniej używane, sprawdzone i szeroko stosowane jest zatłaczanie suchego gazu, które można wykorzystać na każdym etapie zagospodarowania złoża. Na pięciu ukraińskich złożach zostało wdrożone zatłaczanie suchego gazu i obieg wewnątrz odwiertu, ale ze względu na konieczność zablokowania znacznych wolumenów gazu przeznaczonego do sprzedaży obecnie metoda ta nie jest brana pod uwagę do komercyjnego zastosowania. Azot ma wiele istotnych zalet, ale fakt, że powoduje zwiększenie ciśnieniowego punktu rosy, sprawia, że można go stosować tylko na wczesnym etapie, gdy ciśnienie złożowe jest wyższe od punktu rosy. Dwutlenek węgla jest aktywnie wykorzystywany do wspomagania wydobycia ropy naftowej (EOR) lub do geologicznego składowania w sczerpanych złożach gazu. W świetle rosnących potrzeb w zakresie redukcji śladu węglowego wychwytywanie i sekwestracja CO2 stają się bardzo korzystne, zwłaszcza ze względu na niską wartość ciśnienia mieszalności przy wielokrotnym kontakcie, dużą gęstość w warunkach złożowych oraz dobrą mieszalność z wodą złożową. Wszystko to sprawia, że jest to dobry kandydat do zastosowania w sczerpanych złożach gazu kondensatowego.

Słowa kluczowe

EN

enhanced condensate recovery; dry gas injection; solvent gas injection; nitrogen injection; carbon dioxide injection; CO2 sequestration

PL

wspomaganie wydobycia kondensatu; zatłaczanie; suchy gaz; płyn rozpuszczalnikowy; azot; dwutlenek węgla; sekwestracja CO2

• Wydawca: Instytut Nafty i Gazu - Państwowy Instytut Badawczy
• Czasopismo: Nafta-Gaz
• Rocznik: 2021
• Tom: R. 77, nr 1
• Strony: 20--25
• Opis fizyczny: Bibliogr. 34 poz.

Twórcy

autor

Burachok Oleksandr

• Department of Oil and Gas Recovery Ivano-Frankivsk National Technical University of Oil and Gas, Ukraine

Bibliografia

• Al-Ansari K., Ariffin T., Hussain A., Broad J., 2008. Role of Comprehensive Surveillance and Monitoring in the Kukhan Gas Cap Recycling Scheme – A Case Study. IPTC 12456 paper prepared for presentation at the International Petroleum Technology Conference held in Kuala Lumpur, Malaysia, 3–5 December.
• Al-Hashami A., Ren S.R., Tohidi B., 2005. CO2 Injection for Enhanced Gas Recovery and Geo-Storage: Reservoir Simulation and Economics. SPE paper 94129 prepared for the presentation at the SPE Europec/EAGE Annual Conference held in Madrid, Spain, 13–16 June.
• Albertini C., Bigoni F., Cominelli A., Della Rossa E., Francesconi A., Tarantini V., 2014 Karachaganak, Integrated Reservoir Studies on a Giant Field. SPE paper 172274 was prepared for presentation at the SPE Annual Caspian Technical Conference and Exhibition held in Astana, Kazakhstan, 12–14 November.
• Atchley, S.C., Cleveland, D.M., West, L.W., 2008. A case for renewed development of a mature gas field: the Devonian Swan Hills Formation of Kaybob South field, Alberta, Canada. Bulletin of Canadian Petroleum Geology, 56(2): 165–190.
• Bedrikovetsky P., 1997. Enhanced Gas-Condensate Recovery in Complex Reservoirs: Pilots and Models. SPE paper 39056 was prepared for presentation at the Fifth Latin American and Caribbean Petroleum Engineering Conference and Exhibition held in Rio de Janeiro, Brazil, 30 August–3 September.
• Bigoni F., Francesconi A., Albertini C., Camocino D., Distaco E., Borromeo O., Luoni F, 2010. Karachaganak – Dynamic data to drive geological model. SPE paper 139881 was prepared for presentation at the SPE Caspian Carbonate Technology Conference, Atyrau, 8–10 November.
• Bikman Ye.S., 2006. Optymizatsia system rozrobky gazokondensatnykh rodovysch Ukrainy z vysokym vmmistom vuglevodniv C5+ v plastovomu gazi. Problemy Naftogazovoi Promyslovosti, Zb. Nauk. Ptrats., Kyiv, Vyp. 3: 165–168.
• Bikman Ye.S., 2017. Optymizatsia saikling-protsesu v umovakh rozrobky famenskykh pokladiv Tymofiivskogo ta Kulychykhynskogo NGKR. Naftogazova Energetyka: Tezy Mizhnar. Nauk.-Tekhn. Konf., m. Ivano-Frankivsk, 15–19 trav. Ivano-Frankivsk: Goliney O.M.: 89–93.
• Bikman Ye.S., Kryvulya S.V., Lyashenko O.V., Khomyn I.I., Nesterenko O.G., Yeremiychuk Ya.S., 2011. Strategia rozrobky gazokondensatnykh rodovysch Ukrainy z vykorystanniam azotu dlia pidtrymannia plastovogo tysku. Kompressornoe i Energeticheskoe Mashynostroyenie, 25(3): 15–18.
• Firman M., 2019. Stan ta perspektyvy naroschuvannia resursnoi bazy naibilshoi gazovydobuvnoi kompanii Ukrainy. Shosta mizhnarodna naukovo-praktychna konferentsia “Nadrokorystuvannia v Ukraini. Perspektyvy investuvannia”. M. Truskavets, 7–11 zhovtnia 2019.
• Francesconi A., Bigoni F., Albertini C., Cominelli A., Catalani C., Tarantini V., Imagambetov K., 2012. Integrated Reservoir Studies, Karachaganak Field, Republic of Kazakhstan. SPE paper 154390 was prepared for presentation at the EAGE Annual Conference & Exhibition incorporating SPE Europec held in Copenhagen, Denmark, 04–07 June.
• Gachuz-Muro H., Gonzalez-Valtierra B., Luna-Rojero E., Aguilar-Lopez B., Pineda-Munoz A., 2011. Laboratory tests with CO2, N2 and lean natural gas in naturally fractured gas condensate reservoir under HP/HT conditions. SPE paper 142855 prepared for presentation at the Enhanced Oil Recovery Conference held in Kuala Lumpur, Malaysia, 19–21 July.
• Gritsenko A.I., Ter-Sarkisov R.M., Klapchuk O.V i dr., 1980. Zakachka zhydkikh uglevodorodov v plast dlia povyshenia neftekondensatootdachi. Obz. inf.: ser. Razrabotka i Ekspl. Gaz. i Gazokondens. Mestorozhd. VNIIEgazprom, Vyp. 6: 39.
• Hamza H.M., Al Suwaidi M., Al Jeelani O., Al Yafei A., Basioni M., Al Yaqoubi K., Kumar A, 2015. A Case History of Nitrogen Injection Monitoring in Rich Recycled Gas Condensate Reservoir, Onshore Gas Field, Abu Dhabi, UAE. SPE paper 177790 was prepared for presentation at the Abu Dhabi International Petroleum Exhibition and Conference held in Abu Dhabi, UAE, 09–12 November.
• Kassenov, A., Kaliyev, B., 2016. Characterization of Gas Reinjection at Karachaganak Field, Kazakhstan. SPE paper 182589 was prepared for presentation at the SPE Annual Caspian Technical Conference & Exhibition held in Astana, Kazakhstan, 01–03 November.
• Kondrat R.M., Khaidarova L.I., 2018. Zastosuvannia azotu dlia pidvyschennia gazovyluchennia z vysnazhenykh gazovykh pokladiv. Naftogazova Energetyka, 30(2): 7–16.
• Kondrat O.R., Kondrat R.M., 2017. Zbilshennia potochnogo vydobutku gazu i kintsevogo gazovyluchennia z vysnazhenykh rodovysch pryrodnykh gaziv. Naftogazova Energetyka: Tezy Mizhnar. Mauk.-Tekhn. Konf., m. Ivano-Frankivsk, 15–19 trav. Ivano-Frankivsk: Goliney O.M.: 55–56.
• Kossack C.A., Opdal S.T., 1988. Recovery of Condensate From a Heterogeneous Reservoir by the Injection of a Slug of Methane Followed by Nitrogen. SPE paper 18265 was prepared for presentation at the 63rd Annual Technical Conference and Exhibition of the Society of Petroleum Engineers held in Houston, TX.
• Kryvulia S.V., Bikman Ye.S, Fesenko Yu.L., Vakhriv A.P., Sobol V.V., Schyrba O.M., 2017. Problemy ta perspektyvy dorozrobky Shebelynskogo GKR. Naftogazova Energetyka: Tezy Mizhnar. Nauk.-Tekhn. Konf., m. Ivano-Frankivsk, 15–19 trav. Ivano-Frankivsk: Goliney O.M.: 85–87.
• Miller M.G., Lents M.R., 1946. Performance of Bodcaw Reservoir, Cotton Valley Field Cycling Project; New Methods of Predicting Gascondensate Reservoir Performance Under Cycling Operations Compared to Field Data. API-46-128 paper presented at Mid Continent District, Division of Production, Oklahoma City, June 06–07.
• Narinesingh J., Alexander D., 2016. Injection Well Placement Analysis for Optimizing CO2 Enhanced Gas Recovery Coupled With Sequestrations in Condensate Reservoirs. SPE paper 180866 was prepared for presentation at the SPE Trinidad and Tobago Section Energy Resources Conference held in Port of Spain, Trinidad and Tobago, 13–15 June.
• Saenger P.J., Bjornstad H.K., Hagoort J., 1994. Nitrogen Injection Into Stratified Gas-Condensate Reservoirs. SPE paper 28941 prepared for the presentation at the SPE 69th Annual Technical Conference and Exhibition held in New Orleans, LA, U.S.A., 25–28 September.
• Saenger P., Hagoort J., 1998. Recovery of Gas Condensate by Nitrogen Injection Compared With Methane Injection. SPE Journal, 3(1), 26-33. DOI: 10.2118/30795-PA.
• Shtepani E., Thomas F.B., Bennion D.B., 2006. New Approach in Gas Injection Miscible Processes Modelling in Compositional Simulation. Journal of Canadian Petroleum Technology, 45(8): 35–40. PETSOC-06-08-01.
• Siregar S., Hagoort J., Ronde H., 1992. Nitrogen Injection vs. Gas Cycling in Rich Retrograde Condensate-Gas Reservoirs. SPE paper 22360 was prepared for presentation at the SPE International Meeting on Petroleum Engineering held in Beijing, China, 24–27 March.
• Soroush M., Hoier L., Kleppe J., 2012. CO2 injection and CO2 WAG in Dipping Gas Condensate and Oil Reservoirs. SPE paper 154062 prepared for presentation at the Eighteenth SPE Improved Oil Recovery Symposium held in Tulsa, Oklahoma, USA, 14–18 April.
• Tarantini V., Bigoni F., Imagambetov K., Tumbarello G., Marino R., Francesconi A, 2015. Gas Injection Optimization in a Brown Field: Karachaganak, Republic of Kazakhstan. SPE paper 177598 was prepared for presentation at the Abu Dhabi International Petroleum Exhibition and Conference held in Abu Dhabi, UAE, 09–12 November.
• Ter-Sarkisov R.M., 1997. Novaia kontseptsia vozdeistvia na gazokondensatnuyu zalezh. Gazovaia promyshlennost, 6: 16–18.
• Ter-Sarkisov R.M., 1999. Razrabotka mestorozhdeniy prirodnykh gazov. OAO Izdatelstvo Nedra: 659.
• Ter-Sarkisov R.M., Nikolaev V.A., Yakovenko A.V., 2015. Gidrodinamicheskoe modelirovanie aktivnykh metodov razrabotki gazokondensatnykh mestorozhdeniy. Neftegazovoe delo, 13(2): 68–73.
• UNFCCC Kyoto Protocol, 1998. United Nations Framework Convention on Climate Change (unfccc.int/kyoto_protocol, accessed 05.08.2020).
• UNFCCC Paris Agreement, 2015. United Nations Framework Convention on Climate Change. (https://unfccc.int/sites/default/files/english_paris_agreement.pdf (accessed: 05.08.2020).
• Viakhirev R.I., Gritsenko А.I., Ter-Sarkisov R.М., 2002. Razrabotka i ekspluatatsia gazovykh mestorozhdeniy. ООО Nedra-Biznestsentr: 880.
• Zakirov S.N., Aliev B.A., 1985. Povyshenie kondensatootdachi plasta. Obz. inf.: ser. Razrabotka i ekspl. gaz. i gazokondens. mestorozhd. VNIIEgazprom, Vyp. 4: 46.

Uwagi

Opracowanie rekordu ze środków MNiSW, umowa Nr 461252 w ramach programu "Społeczna odpowiedzialność nauki" - moduł: Popularyzacja nauki i promocja sportu (2021).