Геолого-минералогические науки

MODELLING OF THE EFFECT OF RETROGRADE CONDENSATION ON GAS CONDENSATE WELL PRODUCTIVITY [МОДЕЛИРОВАНИЕ ВЛИЯНИЯ РЕТРОГРАДНОЙ КОНДЕНСАЦИИ НА ПРОДУКТИВНОСТЬ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН]

Abdullahi M.

Email: Адрес электронной почты защищен от спам-ботов. Для просмотра адреса в вашем браузере должен быть включен Javascript.

Abdullahi Mujahid - graduate student, DEPARTMENT OF GAS AND GAS CONDENSATE FIELD DEVELOPMENT, UFA STATE PETROLEUM TECHNOLOGICAL UNIVERSITY

Abstract: gas condensate reservoir wells undergo a significant drop in their productivity due to the accumulation of condensate in the near well region as bottom hole pressure falls below dew point. Condensate accumulation continues until its saturation reaches a critical level after which fluid flow in the near wellbore region becomes two-phase, this results in a reduction of the gas relative permeability a process known as condensate banking. The purpose of this study is to model and analyze the effect of fluid composition and bottom hole pressure on productivity loss due to retrograde condensation.

Keywords: retrograde condensation, condensate accumulation, critical saturation, relative permeability.

Абдуллахи М.

Абдуллахи Муджахид - студент магистратуры, кафедра разработки газовых и газоконденсатных месторождений, Уфимский государственный нефтяной технический университет, г. Уфа

Аннотация: при эксплуатации газоконденсатных месторождений происходит накопление конденсата в призабойной зоне скважин, приводящее к уменьшению продуктивности. После достижения критической насыщенности конденсата, фильтрационный поток в призабойной зоне становится двухфазным, это приводит к уменьшению относительной проницаемости газа - процесс, известный как конденсатная пробка. Целью данного исследования является моделирование и анализ процесса ретроградной конденсации, и изучение влияния состава жидкости и забойного давления на снижение производительности в процессе ретроградной конденсации.

Ключевые слова: ретроградная конденсация, накопление конденсата, критическая насыщенность, относительная проницаемость.

Список литературы / References

1. Ли Фам, Харрис Б.B., Джамалуддин А., Kamath J., Mott R. Попе Г.А. Шандрыгин А. и Витсон C.H., 2005. Понимание газоконденсатных резервуаров. Обзор нефтяного месторождения, 17 (4), Колледж Texas США, с. 14-27.
2. Окпорри Кирилл 1, Косо И. Идигбе. Моделирование влияния банковского депонирования конденсата на большие резервуары CGR, Academic Research International. Vol. 5 (2) Март 2014 года, Департамент нефтяной промышленности Бенин-Сити, Нигерия, стр. 41-51.
3. Даунгкель С., Грингартен A.C. Испытания скважин на определение выпадения конденсата в водохранилище обедненного газоконденсата Северного моря, SPE77548, документ, представленный на ежегодной технической конференции и выставке SPE 2002, проходившей в Сан-Антонио, штат Техас, 29 сентября - 2 октября 2002 г. стр. 91- 116.

 Список литературы на английском языке / References in English

1. Fan L., Harris B.W., Jamaluddin A., Kamath J., Mott R., Pope G.A., Shandrygin A. and Whitson C.H., 2005. Understanding gas-condensate reservoirs. Oilfield Review, 17(4), College station Texas U.S.A. Pp. 14-27.
2. Okporiri 1 Cyril, Koso I. Idigbe. Modelling the Effects of Condensate Banking on High CGR Reservoirs, Academic Research International. Vol. 5 (2). March, 2014. Department of petroleum engineering Benin City. Nigeria. Pp. 41-51.
3. Daungkaew S., Gringarten A.C. Well test investigation of condensate drop-out behavior in a North Sea lean gas condensate reservoir, SPE77548, paper presented at the 2002 SPE Annual Technical Conference and Exhibition held in San Antonio, Texas, 29 September – 2 October, 2002. Р 91-116.

Ссылка для цитирования данной статьи

		Тип лицензии на данную статью – CC BY 4.0. Это значит, что Вы можете свободно цитировать данную статью на любом носителе и в любом формате при указании авторства.
Cсылка для цитирования на русском языке. Абдуллахи М. МОДЕЛИРОВАНИЕ ВЛИЯНИЯ РЕТРОГРАДНОЙ КОНДЕНСАЦИИ НА ПРОДУКТИВНОСТЬ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН // European science № 4(26), 2017. C. {см. журнал}

Поделитесь данной статьей, повысьте свой научный статус в социальных сетях

Tweet