Техніка та енергетика

ІНТЕГРАЦІЯ ПЕРЕДОВИХ ТЕХНОЛОГІЙ ДЛЯ ПОКРАЩЕННЯ ЕФЕКТИВНОСТІ РОЗРОБЛЕННЯ ГАЗОКОНДЕНСАТНИХ РОДОВИЩ

Аннагули Деряєв
Завантажити статтю
Анотація

В умовах постійно зростаючого світового попиту на енергію та стрімких змін в енергетичному секторі, вивчення та впровадження передових технологій у розробку газоконденсатних родовищ набуває критичного значення. Мета даної роботи полягає в дослідженні методів збільшення ефективності видобутку та сталого використання енергетичних ресурсів шляхом оптимізації процесів розроблення газоконденсатних родовищ з використанням передових технологій. Серед використаних методів слід відзначити аналітичний метод, метод класифікації, функціональний метод, статистичний метод, метод синтезу. У рамках цього дослідження вивчено технологічні аспекти використання свердловин Алтигуїнського газоконденсатного родовища, проведено широкі лабораторні та промислові дослідження, спрямовані на правильну реалізацію методу подвійного закачування для одночасного видобутку газу з одного пласта та нафти з іншого, з акцентом на їхній внесок у розробку свердловин за допомогою цього підходу. У роботі також розглянуто аспекти експлуатації та технології, включно з гідродинамічними і термогідродинамічними дослідженнями, під час аналізу конструкцій свердловин з урахуванням інтервалів сумісності та гірничо-геологічних умов буріння, з основою на прогностичних кривих пластового тиску і тиску руйнування гірських порід. У результаті проведених аналізів, досліджень і розрахунків обґрунтовано впровадження методу інтенсифікації видобутку газоконденсатного родовища з використанням нафтогазового підходу подвійного закачування в одній свердловині. Цей підхід орієнтований на скорочення капітальних вкладень і прискорення процесу розвитку. Практичне значення цього дослідження полягає в розробці та впровадженні інноваційних технологій для оптимізації процесів видобутку газоконденсатних родовищ, що сприяє підвищенню ефективності видобутку вуглеводнів, а також сталому використанню енергетичних ресурсів у сучасній енергетиці

Ключові слова

стале використання, оптимізація процесів, подвійне закачування, прогностичні криві, інтенсифікація видобутку

ЦИТУВАТИ
Deryaev, A. (2024). Integration of advanced technologies to improve the efficiency of gas condensate field development. Machinery & Energetics, 15(1), 33-42. https://doi.org/10.31548/machinery/1.2024.33
Використані джерела

[1] Abad, A.R.B., Mousavi, S., Mohamadian, N., Wood, D.A., Ghorbani, H., Davoodi, S., Alvar, M.A., & Shahbazi, K. (2021). Hybrid machine learning algorithms to predict condensate viscosity in the near wellbore regions of gas condensate reservoirs. Journal of Natural Gas Science and Engineering, 95, article number 104210. doi: 10.1016/j.jngse.2021.104210.

[2] Al Dhaif, R., Ibrahim, A.F., & Elkatatny, S. (2022). Prediction of surface oil rates for volatile oil and gas condensate reservoirs using artificial intelligence techniques. Journal of Energy Resources Technology, 144(3), article number 033001. doi: 10.1115/1.4051298.

[3] Borj, B.P. Fanaei, M.A., Esdandyari, M., Naddaf, A., Jafari, D., & Baghmisheh, G. (2024). Machine learning-assisted methods for prediction and optimization of oxidative desulfurization of gas condensate via a novel oxidation system. Journal of Sulfur Chemistry, 45(1), 84-100. doi: 10.1080/17415993.2023.2257827.

[4] Deryaev, A. (2023a). Dual completion operation technology for two gas condensate reservoirs with production lifting by one column of pumping and compressor pipes. Machinery & Energetics, 14(4), 33-41. doi: 10.31548/machinery/4.2023.33.

[5] Deryaev, A.R. (2023b). Features of forecasting abnormally high reservoir pressures when drilling wells in areas of south-western Turkmenistan. Innovaciencia, 11(1), 1-16. doi: 10.15649/2346075X.3605.

[6] Deryaev, A.R. (2023c). Prospect forecast for drilling ultra-deep wells in difficult geological conditions of western Turkmenistan. Sustainable Engineering and Innovation, 5(2), 205-218. doi: 10.37868/sei.v5i2.id237.

[7] Dzhalalov, G.I., Kunayeva, G.E., & Moldabayeva, G.Zh. (2021). Fluid influx to a battery ofincomplete horizontally branched wells in deformed formation. News of the National Academy of Sciences of the Republic of Kazakhstan, Series of Geology and Technical Sciences, 3(447), 29-33. doi: 10.32014/2021.2518-170X.58.

[8] Giglio, E., Pirone, R., & Bensaid, S. (2021). Dynamic modelling of methanation reactors during start-up and regulation in intermittent power-to-gas applications. Renewable Energy, 170, 1040-1051. doi: 10.1016/j.renene.2021.01.153.

[9] Golubev, V.G., Sadyrbaeva, A.S., Baibotayeva, S.Y., Turebekova, A.M., Besbayeva, N.A., & Aikenova, S.Zh. (2020). The technique and description of the experimental setup for conducting research on the process of oil displacement with aqueous solutions of the tested components. Bulletin of KazNRTU, 138(2), 257-260.

[10] Ismailova, J.A., Delikesheva, D.N., Akhymbayeva, B.S., Logvinenko, A., & Narikov, K.A. (2021). Improvement of sweep efficiency in a heterogeneous reservoir. Smart Science, 9(1), 51-59. doi: 10.1080/23080477.2021.1889259.

[11] Jia, L., Li, K., Shi, X., Zhao, L., & Linghu, J. (2021). Application of gas wettability alteration to improve methane drainage performance: A case study. International Journal of Mining Science and Technology, 31(4), 621-629. doi: 10.1016/j.ijmst.2021.04.002.

[12] Kamali, M.Z., Davoodi, S., Ghorbani, H., Wood, D.A., Mohamadian, N., Lajmorak, S., Rukavishnikov, V.S., Taherizade, F., & Band, S.S. (2022). Permeability prediction of heterogeneous carbonate gas condensate reservoirs applying group method of data handling. Marine and Petroleum Geology, 139, article number 105597. doi: 10.1016/j.marpetgeo.2022.105597.

[13] Kondrat, R., & Matiishyn, L. (2023). Analysis of conditions for stable operation of water-cut gas and gas condensate wells. Prospecting and Development of Oil and Gas Fields, 1(86), 46-53. doi: 10.31471/1993-9973-2023-1(86)-46-53.

[14] Leontidis, V., Niknam, P.H., Durgut, I., Talluri, L., Manfrida, G., Fiaschi, D., Akin, S., & Gainville, M. (2023). Modelling reinjection of two-phase non-condensable gases and water in geothermal wells. Applied Thermal Engineering, 223, article number 120018. doi: 10.1016/j.applthermaleng.2023.120018.

[15] Matkivskyi, S., Kondrat, O., & Burachok, O. (2021). Investigation of the influence of the carbon dioxide (CO2) injection rate on the activity of the water pressure system during gas condensate fields development. E3S Web of Conferences, 230, article number 01011. doi: 10.1051/e3sconf/202123001011.

[16] Matkivskyi, S.V., & Kondrat, O.R. (2023). The influence of the net density of injection wells on the efficiency of the cycling process in the development of gas condensate deposits. Prospecting and Development of Oil and Gas Fields, 2(87), 41-50. doi: 10.31471/1993-9973-2023-2(87)-41-50.

[17] Moldabayeva, G., Suleimenova, R., Sadvakasov, M., & Jalalov, G. (2021). Features of planning and implementation of energy-saving measures at compressor stations of main gas pipelines. Complex Use of Mineral Resources, 317(2), 46-56. doi: 10.31643/2021/6445.17.

[18] Pulatov, B.R. (2021). Technological aspects and complications arising when drilling wells in rapon-bearing zones. Innovations in the Oil and Gas Industry, 2(3), 103-114.

[19] Rodrigues, H.T., Almeida, A.R., Barrionuevo, D.C., & Fraga, R.S. (2021). Effect of the gas injection angle and configuration in the efficiency of gas lift. Journal of Petroleum Science and Engineering, 198, article number 108126. doi: 10.1016/j.petrol.2020.108126.

[20] Sahu, C., Kumar, R., & Sangwai, J.S. (2021). A comprehensive review on well completion operations and artificial lift techniques for methane gas production from natural gas hydrate reservoirs. Energy & Fuels, 35(15), 11740-11760. doi: 10.1021/acs.energyfuels.1c01437.

[21] Shmandii, V., Titova, H., Kharlamova, O., & Ryhas, T. (2022). Ensuring environmental safety through utilization of drilling waste. Ecological Safety and Balanced Use of Resources, 13(1), 42-48.  doi: 10.31471/2415-3184-2022-1(25)-42-48.

[22] Syed, F.I., Alshamsi, M., Dahaghi, A.K., & Neghabhan, S. (2022). Artificial lift system optimization using machine learning applications. Petroleum, 8(2), 219-226. doi: 10.1016/j.petlm.2020.08.003.

[23] Tileuberdi, N., Zholtayev, G.Z.H., Abdeli, D.Zh., & Ozdoev, S.M. (2021). Investigation of drainage mechanism of oil from pores of oil saturated rocks using nitrogen at the laboratory condition. News of the National Academy of Sciences of the Republic of Kazakhstan, Series of Geology and Technical Sciences, 5(449), 146-152.

[24] Tongwen, J., Longde, S., Wei, X., Xiangjiao, X., Yong, W., & Jing, X. (2021). Three-element development mechanism of cyclic gas injection in condensate gas reservoirs and a new technique of enhancing condensate oil recovery. Acta Petrolei Sinica, 42(12), 1654-1664. doi: 10.7623/syxb202112010.

[25] Wang, J., Sun, J., Xie, W., Chen, H., Wang, C., Yu, Y., & Qin, R. (2022). Simulation and analysis of multiphase flow in a novel deepwater closed-cycle riserless drilling method with a subsea pump+gas combined lift. Frontiers in Physics, 10, article number 946516. doi: 10.3389/fphy.2022.946516.

[26] Zhou, J., Peng, J., Liang, G., Chen, C., Zhou, X., & Qin, Y. (2021). Technical and economic optimization of natural gas transmission network operation to balance node delivery flow rate and operation cost. Journal of Intelligent & Fuzzy Systems, 40(3), 4345-4366. doi: 10.3233/JIFS-201072.