Gas-Kondensat

@misc{vasilyev1968gas7,
    author = "Vasil'yev, V. G",
    title = "Gas reservoirs of the USSR",
    year = "1968",
    howpublished = "Moscow, Nedra Publishing House, 382 p",
    note = "talkorigins\_source = {true}; raw\_reference = {Vasil'yev, V. G., 1968, Gas reservoirs of the USSR: Moscow, Nedra Publishing House, 382 p.}"
}

@misc{zolotov1968structure10,
    author = "Zolotov, A. N. et al",
    title = "Struktur des Gas-Kondensat-Lagerstatts des Parfenovskii-Horizonts des Markovskii-Feldes",
    year = "1968",
    howpublished = "Geologie von Öl und Gas, v. 6, S. 26-30",
    note = "talkorigins\_source = {true}; raw\_reference = {Zolotov, A. N. et al., 1968, Struktur des Gas-Kondensat-Lagerstatts des Parfenovskii-Horizonts des Markovskii-Feldes: Geologie von Öl und Gas, v. 6, S. 26-30.}"
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@misc{bakirov1969oil2,
    author = "Bakirov, A. A. und Ryabuknin, G. Y",
    title = "Oil and Gas Bearing Areas and Regions of the USSR",
    year = "1969",
    howpublished = "Moscow, Nedra Publishing House, 477 p",
    note = "talkorigins\_source = {true}; raw\_reference = {Bakirov, A. A., und Ryabuknin, G. Y., 1969, Oil and Gas Bearing Areas and Regions of the USSR: Moscow, Nedra Publishing House, 477 p.}"
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@misc{samsonov1970about6,
    author = "Samsonov, V. V. und Tyshchenko, L. F",
    title = "Über genetische Verbindungen zwischen Gasen aus geschlossenen Poren und Gasen aus produktiven Schichten",
    year = "1970",
    howpublished = "Geologie von Öl und Gas, v. 8, S. 33-36",
    note = "talkorigins\_source = {true}; raw\_reference = {Samsonov, V. V., und Tyshchenko, L. F., 1970, Über genetische Verbindungen zwischen Gasen aus geschlossenen Poren und Gasen aus produktiven Schichten: Geologie von Öl und Gas, v. 8, S. 33-36.}"
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@article{vassoyevich1970more9,
    author = "Vassoyevich, N. B. et al",
    title = "More about the question of oil and gas prospects in late Cambrian deposits",
    year = "1970",
    journal = "Soviet Geology, v. 4, p. 66-79; English translation by American Geological Institute, 1971, International Geology Review, v.13, No.3, p. 407-418",
    note = "talkorigins_source = {true}; raw_reference = {Vassoyevich, N. B. et al., 1970, More about the question of oil and gas prospects in late Cambrian deposits: Soviet Geology, v. 4, p. 66-79; English translation by American Geological Institute, 1971, International Geology Review, v.13, No.3, p. 407-418.}"
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@misc{vasilyev1975gas8,
    author = "Vasil'yev, V. G. und Zhabrev, I. P",
    title = "Gas- und Gas-Kondensat-Reservoire, ein Nachschlagewerk",
    year = "1975",
    howpublished = "Moskau, Nedra-Verlag, 527 S",
    note = "talkorigins\_source = {true}; raw\_reference = {Vasil'yev, V. G., und Zhabrev, I. P., 1975, Gas- und Gas-Kondensat-Reservoire, ein Nachschlagewerk: Moskau, Nedra-Verlag, 527 S.}"
}

@misc{balitov1977about3,
    author = "Balitov, N. V",
    title = "Über die Entstehung schwefelhaltiger Öle und Schwefelwasserstoffes in Gasen aus dem Osinskii-Horizont des Irkutskii-Cirques",
    year = "1977",
    howpublished = "Geologiya i Geofizica, v. 9, p. 47-55",
    note = "talkorigins\_source = {true}; raw\_reference = {Balitov, N. V., 1977, Über die Entstehung schwefelhaltiger Öle und Schwefelwasserstoffes in Gasen aus dem Osinskii-Horizont des Irkutskii-Cirques: Geologiya i Geofizica, v. 9, p. 47-55.}"
}

@misc{bakirov1979oil1,
    author = "Bakirov, A. A",
    title = "Oil and Gas Bearing Areas and Regions of the USSR",
    year = "1979",
    howpublished = "Moscow, Nedra Publishing House, 456 p",
    note = "talkorigins\_source = {true}; raw\_reference = {Bakirov, A. A., 1979, Oil and Gas Bearing Areas and Regions of the USSR: Moscow, Nedra Publishing House, 456 p.}"
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@misc{goldberg1981razdelnyi4,
    author = "Gol'dberg, I. S. und Lebedev, B. A. und Frolov, B. M",
    title = "Razdel'nyi prognoz razmeshchenila gaza, nefti i bitumov na Sibirskoi platforme [Separate prediction of the distribution of gas, oil and bitumens on the Siberian Platform] [auf Russisch]",
    year = "1981",
    howpublished = "Geologiya Nefti i Gaza, v. 2, p. 22-26",
    note = "talkorigins\_source = {true}; raw\_reference = {Gol'dberg, I. S., Lebedev, B. A., und Frolov, B. M., 1981, Razdel'nyi prognoz razmeshchenila gaza, nefti i bitumov na Sibirskoi platforme [Separate prediction of the distribution of gas, oil and bitumens on the Siberian Platform] [auf Russisch]: Geologiya Nefti i Gaza, v. 2, p. 22-26.}"
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@misc{kalinko1982geologic5,
    author = "Kalinko, M. K",
    title = "Geologische Bedingungen für die Bildung von Gas-Kondensat-Becken verschiedener genetischer Typen [auf Russisch]",
    year = "1982",
    howpublished = "Trudy VNIGNI, v. 240, p. 5-17; Englische Zusammenfassung in Petroleum Geology, v. 20, no.9, 1984, p.395-397",
    note = "talkorigins\_source = {true}; raw\_reference = {Kalinko, M. K., 1982, Geologische Bedingungen für die Bildung von Gas-Kondensat-Becken verschiedener genetischer Typen [auf Russisch]: Trudy VNIGNI, v. 240, p. 5-17; Englische Zusammenfassung in Petroleum Geology, v. 20, no.9, 1984, p.395-397.}"
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Zusammenfassung Diese Arbeit stellt eine verallgemeinerte Zustandsgleichung (EOS) vor, die mehrere weit verbreitete kubische EOS's darstellt. Die verallgemeinerte Form wird durch Manipulation der EOS von Martin erhalten und in dieser Studie angewendet. Ein Verfahren zur Pseudoisierung von Komponenten, das die Dichten und Viskositäten der Pseudokomponenten und des ursprünglichen Gemisches als Funktionen von Druck und Temperatur erhält, wird beschrieben. Dieses Verfahren wird unter Berücksichtigung der Massenbilanzanforderungen bei der Generierung von Zweikomponenten-Eigenschaften für schwarzes Öl bei Gas-Kondensaten angewendet. Die Übereinstimmung zwischen den resultierenden schwarzen Öl- und vollständig kompositionellen Simulationen der Erschöpfung eines Gas-Kondensat-Reservoirs wird für ein sehr reiches, nahe-kritisches Kondensat demonstriert. Auch die Übereinstimmung zwischen den Ergebnissen der EOS-Kompositionssimulation und den Laborerweiterungsdaten wird gezeigt. Die für das Zyklen unter dem Taupunkt notwendige vollständige Kompositionssimulation wird für das nahe-kritische Kondensat mit einem breiten Spektrum von Komponente-Pseudoisierungen durchgeführt. Die Ergebnisse zeigen die wohlbekannte Notwendigkeit, den C7+-Anteil aufzuspalten, und deuten auf ein minimales Set von etwa sechs Gesamt-Komponenten hin, die für akzeptable Genauigkeit notwendig sind. Einleitung Gas-Kondensat-Reservoirs werden häufig mit vollständig kompositionellen Modellen simuliert. Diese Arbeit stellt ein Pseudoisierungsverfahren vor, das das mehrkomponentige Kondensatfluid auf ein pseudo-zweikomponentiges Gemisch aus Oberflächen-Gas und Öl reduziert. Dies ermöglicht die Verwendung eines einfacheren, kostengünstigeren, modifizierten schwarzen Öl-Modells, das sowohl das in Öl gelöste Gas als auch den Öldampf im Gas berücksichtigt. Eine wesentliche Frage bei der Verwendung des schwarzen Öl-Modells ist, ob die zweikomponentige Beschreibung die während der Erschöpfung oder des Zyklens von Gas-Kondensat-Reservoirs aktiven Kompositionsphänomene angemessen darstellen kann. Diese Frage ist insbesondere für nahe-kritische oder sehr reiche Gas-Kondensate relevant. Diese Arbeit enthält daher einen Vergleich von schwarzen Öl- und Kompositionssimulationen für die Erschöpfung und das Zyklen unter dem Taupunkt eines natürlich vorkommenden, reichen Kondensats, das nur 15 deg. F [8.3 deg. C] über seiner kritischen Temperatur liegt. Wie bei einer Reihe nicht berichteter Fälle für ärmeres Kondensat liefern die beiden Modelle für die Erschöpfung sehr ähnliche Ergebnisse. Zusätzlich liefern die beiden Modelle identische Ergebnisse für das Zyklen oberhalb des Taupunkts, sofern bestimmte Bedingungen erfüllt sind. Das schwarze Öl-Modell ist jedoch nicht auf das Zyklen unter dem Taupunkt anwendbar, sodass die Ergebnisse des Kompositionsmodells für verschiedene mehrkomponentige Beschreibungen verglichen werden, um die minimale Anzahl und Identität der Komponenten für akzeptable Genauigkeit zu schätzen. Die hier berichteten Kompositionsrechnungen verwenden Varianten der Redlich-Kwong- und Peng-Robinson-EOS's. Diese Arbeit diskutiert eine allgemeine kubische EOS-Form, die auf Arbeiten von Martin basiert und all diese EOS's umfasst. Ein allgemeines Komponente-Pseudoisierungsverfahren wird vorgestellt, gefolgt von seiner Anwendung auf Gas-Kondensate. vorgestellt, gefolgt von seiner Anwendung auf Gas-Kondensate. Die erhaltenen schwarzen Öl-PVT-Eigenschaften und die Übereinstimmung zwischen Laborprüfungsdaten und berechneten EOS-Ergebnissen werden für das reiche Kondensat angegeben. Anschließend werden schwarze Öl- und Kompositionssimulationsergebnisse für die Erschöpfung und das Zyklen unter dem Taupunkt des Kondensats verglichen. Schließlich werden die Kompositionsmodell-Zyklergebnisse für verschiedene Grade der Pseudoisierung (Zusammenfassung) von Komponenten verglichen. Eine allgemeine Form für kubische EOS's Die Verwendung einer EOS in der Kompositionssimulation von Reservoirleistung und Laborprüfungen erfordert zwei grundlegende Gleichungen, die den Kompressionsfaktor z und die Fluchtigkeit jedes Komponenten für ein homogenes Gemisch (Phase) angeben. Die beiden Gleichungen, (1a)(1b), geben diese Größen als Funktionen von Druck, Temperatur und Phasenzusammensetzung × = {xi} an. Eine Reihe von EOS's wurde entwickelt und ist weit verbreitet. Dies sind die Redlich und Kwong (RK), Modifikationen durch Zudkevitch und Joffee sowie Joffee et al. (ZJRK) und durch Soave (SRK), und die Peng und Robinson (PR) EOS. Martin zeigt, dass alle kubischen EOS's durch eine einzige allgemeine Form dargestellt werden können. Die Verwendung der Arbeiten von Martin und grundlegender thermodynamischer Beziehungen ergibt verallgemeinerte Formen für Gl. 1a und 1b wie folgt: (2a) JPT P. 1870

@article{doi10211810512pa,
    author = "Coats, K.H.",
    title = "Simulation der Gas-Kondensat-Reservoir-Leistung",
    year = "1985",
    journal = "Journal of Petroleum Technology",
    abstract = "Zusammenfassung Dieser Artikel stellt eine verallgemeinerte Zustandsgleichung (EOS) vor, die mehrere weit verbreitete kubische EOS's darstellt. Die verallgemeinerte Form wird durch Manipulation der EOS von Martin erhalten und in dieser Studie angewendet. Ein Komponenten-Pseudoisierungsverfahren, das die Dichten und Viskositäten der Pseudokomponenten und des ursprünglichen Gemisches als Funktionen von Druck und Temperatur erhält, wird beschrieben. Dieses Verfahren wird mit Materialbilanzanforderungen bei der Erzeugung von Zweikomponenten-Eigenschaften für schwarzes Öl bei Gas-Kondensaten angewendet. Die Übereinstimmung zwischen den resultierenden schwarzen Öl- und vollständig kompositionellen Simulationen der Gas-Kondensat-Reservoir-Entleerung wird für ein sehr reiches, nahe-kritisches Kondensat demonstriert. Auch die Übereinstimmung zwischen den EOS-kompositionellen Ergebnissen und den Labor-Expansionsdaten wird gezeigt. Die vollständig kompositionelle Simulation, die für das Zyklisieren unter dem Taupunkt notwendig ist, wird für das nahe-kritische Kondensat mit einem breiten Spektrum an Komponenten-Pseudoisierungen durchgeführt. Die Ergebnisse zeigen die bekannte Notwendigkeit, den C7+-Anteil aufzuspalten, und deuten auf ein minimales Set von etwa sechs Gesamtkomponenten hin, die für akzeptable Genauigkeit notwendig sind. Einleitung Gas-Kondensat-Reservoirs werden häufig mit vollständig kompositionellen Modellen simuliert. Dieser Artikel stellt ein Pseudoisierungsverfahren vor, das das mehrkomponentige Kondensatfluid auf ein pseudo-zweikomponentiges Gemisch aus Oberflächen-Gas und Öl reduziert. Dies ermöglicht die Verwendung eines einfacheren, kostengünstigeren, modifizierten schwarzen Öl-Modells, das sowohl das in Öl gelöste Gas als auch den Öldampf im Gas berücksichtigt. Eine wesentliche Frage bei der Verwendung des schwarzen Öl-Modells ist, ob die zweikomponentige Beschreibung die während der Entleerung oder des Zyklisierens von Gas-Kondensat-Reservoirs aktiven kompositionellen Phänomene angemessen darstellen kann. Diese Frage ist besonders relevant für nahe-kritische oder sehr reiche Gas-Kondensate. Dieser Artikel enthält daher einen Vergleich von schwarzen Öl- und kompositionellen Simulationen für die Entleerung und das Zyklisieren unter dem Taupunkt eines natürlich vorkommenden, reichen Kondensats, das nur 15 deg. F [8.3 deg. C] über seiner kritischen Temperatur liegt. Wie bei einer Reihe nicht berichteter Fälle für ärmeres Kondensat geben die beiden Modelle für die Entleerung sehr ähnliche Ergebnisse. Zusätzlich geben die beiden Modelle für das Zyklisieren oberhalb des Taupunkts identische Ergebnisse, sofern bestimmte Bedingungen erfüllt sind. Das schwarze Öl-Modell ist jedoch nicht auf das Zyklisieren unter dem Taupunkt anwendbar, daher werden die Ergebnisse des kompositionellen Modells für verschiedene mehrkomponentige Beschreibungen verglichen, um die minimale Anzahl und Identität der Komponenten für akzeptable Genauigkeit zu schätzen. Die hier berichteten kompositionellen Berechnungen verwenden Varianten der Redlich-Kwong- und Peng-Robinson-EOS's. Dieser Artikel diskutiert eine allgemeine kubische EOS-Form, die auf Arbeiten von Martin basiert und all diese EOS's umfasst. Ein allgemeines Komponenten-Pseudoisierungsverfahren wird vorgestellt, gefolgt von seiner Anwendung auf Gas-Kondensate. vorgestellt, gefolgt von seiner Anwendung auf Gas-Kondensate. Die erhaltenen schwarzen Öl-PVT-Eigenschaften und die Übereinstimmung zwischen Labor-Testdaten und berechneten EOS-Ergebnissen werden für das reiche Kondensat angegeben. Anschließend werden die Ergebnisse der schwarzen Öl- und kompositionellen Simulationen für die Entleerung und das Zyklisieren unter dem Taupunkt des Kondensats verglichen. Schließlich werden die Zyklisierungs-Ergebnisse des kompositionellen Modells für verschiedene Grade der Pseudoisierung (Zusammenfassung) von Komponenten verglichen. Eine allgemeine Form für kubische EOS's Die Verwendung einer EOS in der kompositionellen Simulation der Reservoir-Leistung und Labor-Tests erfordert zwei grundlegende Gleichungen, die den Kompressionsfaktor z und die Fluchtigkeit jedes Komponenten für ein homogenes Gemisch (Phase) angeben. Die beiden Gleichungen, (1a)(1b), geben diese Größen als Funktionen von Druck, Temperatur und Phasenzusammensetzung × = {xi} an. Eine Reihe von EOS's wurde entwickelt und ist weit verbreitet. Dies sind die Redlich und Kwong (RK), Modifikationen von Zudkevitch und Joffee sowie Joffee et al. (ZJRK) und von Soave (SRK), und die Peng und Robinson (PR) EOS. Martin zeigt, dass alle kubischen EOS's durch eine einzige allgemeine Form dargestellt werden können. Die Verwendung der Arbeiten von Martin und grundlegender thermodynamischer Beziehungen ergibt verallgemeinerte Formen für Gl. 1a und 1b wie folgt: (2a) JPT P. 1870",
    url = "https://doi.org/10.2118/10512-pa",
    doi = "10.2118/10512-pa",
    openalex = "W1981646315"
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Drittes SPE-Vergleichsprojekt für Lösungsmethoden: Gaszyklus in einem rückläufigen Kondensat-Reservoir. Zusammenfassung: Neun Unternehmen nahmen an dieser künstlichen Modellierungsstudie zum Gaszyklus in einem reichen Rücklauf-Gas-Kondensat-Reservoir teil. Vorhersagen der Oberflächenölrate weichen in den frühen Jahren des Zyklus voneinander ab, stimmen aber später im Zyklus besser überein. Die Menge des ausgefallenen Kondensats in der Nähe des Förderbrunnens und dessen Verdampfungsrate variierten stark zwischen den Teilnehmern. Die Erklärung scheint in den verwendeten K-Wert-Techniken zu liegen. Vorab berechnete Tabellen für K-Werte führten zu einer schnellen und gründlichen Entfernung des Kondensats in den späteren Jahren des Zyklus. Methoden der Zustandsgleichung (EOS) erzeugten eine stabilisierte Kondensat-Sättigung, die ausreichte, um während des größten Teils des Zyklus Flüssigkeit zu fördern, und das Kondensat verdampfte nie vollständig. Wir wissen nicht, welche Vorhersage näher an der Wahrheit liegt, da unsere PVT-Daten den Bereich der Zusammensetzung nicht abdeckten, der in diesem Bereich des Reservoirmodells existiert. Einleitung: Das SPE führte zwei frühere Lösungsmethodenprojekte durch, beide konzipiert, um die Stand-der-Technik-Simulationsfähigkeit für herausfordernde und zeitkritische Modellierungsprobleme zu messen. Das erste Projekt umfasste eine Dreischichten-Schwarzöl-Simulation mit Gasinjektion in die oberste Schicht. Sowohl konstante als auch variable Blasenkern-Druckannahmen wurden verwendet. Die Modellvorhersagen waren in befriedigender Übereinstimmung. Keine Simulationsvorhersagen waren in befriedigender Übereinstimmung. Es wurden keine Simulationsleistungsdaten (Laufzeiten, Zeitschrittgröße usw.) angegeben. Sieben Unternehmen nahmen am Projekt teil. Das zweite Projekt war eine Studie zum Wasser- und Gas-Konieren mit einem radialen Gitter und 15 Schichten. Die Autoren des Projekts empfanden, dass ungewöhnliche Förderbrunnen-Ratenvariationen und ein hoher angenommener Lösung-GOR zur Schwierigkeit des Problems beitrugen. Es wurden einige signifikante Diskrepanzen in Ölrate und Druck erzielt. Elf Unternehmen schlossen sich dem Projekt an. Für das dritte Vergleichsprojekt suchte der Ausschuss für das Numerische Simulationssymposium nach einem Zusammensetzungsmodellierungsproblem. Numerische Vergleiche der PVT-Datenübereinstimmungen galten als wichtig. Die Geschwindigkeit der Simulatoren war nicht von großem Interesse. Das von uns entworfene Problem ist das Ergebnis dieses relativ allgemeinen Anliegens. Einige Merkmale des aktuellen Förderpraxis der Druckhaltung durch Gasinjektion sind enthalten. Die Ergebnisse bestätigen das bekannte Abwägen zwischen dem Timing der Gasverkäufe und der Menge des zurückgewonnenen Kondensats. Einige Merkmale, die bei einer umfassenderen Untersuchung der Förderung aus Gas-Kondensat-Reservoirn von Interesse wären, werden ignoriert. Dazu gehören die Effekte des Aufbaus der Flüssigkeits-Sättigung in der Nähe des Brunnens auf die Brunnenproduktivität und des Wasserandrangs sowie der Wasserförderung auf die Kohlenwasserstoffproduktivität. Wir haben die Rolle der numerischen Dispersion nicht behandelt. Darüber hinaus ist der Oberflächenprozess vereinfacht und nicht repräsentativ für die wirtschaftliche Flüssigkeitsrückgewinnung in typischen Offshore-Betrieben. Wir haben den Oberflächenprozess vereinfacht, um eine größere Anzahl von Teilnehmern anzuziehen, da nicht alle Unternehmen über Einrichtungen verfügten, um die Gaswerk-Verarbeitung mit Gasrecycling in ihren Zusammensetzungs-Simulatoren zu simulieren. Neun Unternehmen antworteten auf die Einladung zur Teilnahme. Tabelle 1 ist eine Liste der Teilnehmer dieses Projekts. Die Teilnehmerantworten waren gut vorbereitet und erforderten ein Minimum an Diskussion. Wir luden alle Unternehmen ein, so viele Komponenten wie notwendig für die genaue Übereinstimmung der PVT-Daten und für die Simulation des Gaszyklus zu verwenden. Die Unternehmen wurden gebeten, die tatsächlich im Reservoirmodell verwendeten Komponenten anzugeben, wie diese charakterisiert wurden, und die Übereinstimmung mit den PVT-Daten, die mit den Komponenten erzielt wurden. Wir skizzieren zunächst die Problemvorgaben, einschließlich ausreichender Daten für andere, die das Problem versuchen möchten. Die relevanten PVT-Daten werden angegeben. Wir zeigen die Komponenten jedes Teilnehmers, die Eigenschaften dieser Komponenten und die grundlegende PVT-Übereinstimmung, die erzielt wurde. In vielen Fällen wurden ausschließlich EOS-Methoden verwendet, in anderen wurde eine Kombination von Methoden angewendet. Die Ergebnisse der Reservoirsimulation werden angegeben und Vergleiche zwischen den Unternehmen für beide Zyklus-Strategie-Fälle werden gezeigt. Schließlich werden einige Fakten bezüglich der Simulatorleistung angegeben, obwohl diese Information freiwillig war. Problemstellung Die zwei Hauptteile einer Zusammensetzungsmodellierungsstudie sind die PVT-Daten und das Reservoirgitter. Für die PVT-Daten wurden den Teilnehmern ein Begleitset von Fluidanalyseberichten zur Verfügung gestellt. Die Vorgabe des Reservoirmodells ist in den Tabellen 2 und 3 angegeben und das Gitter ist in Abbildung dargestellt. Beachten Sie, dass das Gitter 9 × 9 × 4 ist und symmetrisch, was darauf hindeutet, dass es möglich wäre, die Hälfte des angegebenen Gitters zu simulieren. Die meisten Teilnehmer wählten die Modellierung des vollständigen Gitters. Beachten Sie auch, dass die Schichten homogen sind und eine konstante Porosität aufweisen, aber dass Permeabilität und Dicke zwischen den Schichten variieren. JPT S. 981

@article{doi10211812278pa,
    author = "Kenyon, D. E.",
    title = "Third SPE Comparative Solution Project: Gas Cycling of Retrograde Condensate Reservoirs",
    year = "1987",
    journal = "Journal of Petroleum Technology",
    abstract = "Third SPE Comparative Solution Project: Gas Cycling of Retrograde Projekt: Gas Cycling of Retrograde Condensate Reservoirs Zusammenfassung Neun Unternehmen nahmen an dieser künstlichen Modellierungsstudie zur Gaszirkulation in einem reichen retrograden Gas-Kondensat-Reservoir teil. Vorhersagen der Oberflächenölrate weichen in den frühen Jahren der Zirkulation voneinander ab, stimmen aber später in der Zirkulation besser überein. Die Menge des nahe dem Produktionsbohrloch ausgefallenen Kondensats und dessen Verdampfungsrate variierten stark zwischen den Teilnehmern. Die Erklärung scheint in den verwendeten K-Wert-Techniken zu liegen. Vorgeberechnete Tabellen für K-Werte erzeugten eine schnelle und gründliche Entfernung von Kondensat in den späteren Jahren der Zirkulation. Methoden der Zustandsgleichung (EOS) erzeugten eine stabilisierte Kondensat-Sättigung, die ausreichte, um Flüssigkeit während des größten Teils der Zirkulation zu fließen, und das Kondensat verdampfte nie vollständig. Wir wissen nicht, welche Vorhersage näher an der Wahrheit liegt, weil unsere PVT-Daten den Bereich der Zusammensetzung nicht abdeckten, der in diesem Bereich des Reservoirmodells existiert. Einleitung SPE führte zwei frühere Lösungsprojekte durch, beide konzipiert, um die Simulationsfähigkeit für herausfordernde und zeitnahe Modellierungsprobleme zu messen. Das erste Projekt umfasste eine Dreischichten-Schwarzöl-Simulation mit Gasinjektion in die oberste Schicht. Sowohl konstante als auch variable Blasendruck-Annahmen wurden verwendet. Die Modellvorhersagen waren in fairer Übereinstimmung. Keine Simulatorenvorhersagen waren in fairer Übereinstimmung. Keine Simulatorenleistungsdaten (Laufzeiten, Zeitschrittgröße usw.) wurden angegeben. Sieben Unternehmen nahmen am Projekt teil. Das zweite Projekt war eine Studie zur Wasser- und Gas-Konisation mit einem radialen Gitter und 15 Schichten. Die Autoren des Projekts empfanden, dass ungewöhnliche Bohrloch-Ratenvariationen und ein hoher angenommener Lösungs-GOR zur Schwierigkeit des Problems beitrugen. Es wurden einige signifikante Diskrepanzen in Ölrate und Druck erzielt. Elf Unternehmen schlossen sich dem Projekt an. Für das dritte vergleichende Lösungsprojekt suchte der Ausschuss für das Numerische Simulationssymposium nach einem Zusammensetzungsmodellierungsproblem. Numerische Vergleiche der PVT-Datenübereinstimmungen galten als wichtig. Die Geschwindigkeit der Simulatoren war nicht von großem Interesse. Das von uns entworfene Problem ist das Ergebnis dieses relativ allgemeinen Anliegens. Einige Merkmale des aktuellen Produktionspraxis der Druckhaltung durch Gasinjektion sind enthalten. Die Ergebnisse bestätigen das bekannte Zielkonflikt zwischen dem Timing der Gasverkäufe und der Menge des zurückgewonnenen Kondensats. Einige Merkmale, die bei einer umfassenderen Untersuchung der Produktion aus Gas-Kondensat-Reservoirn von Interesse wären, werden ignoriert. Dazu gehören die Effekte des nahe dem Bohrloch auftretenden Flüssigkeits-Sättigungsanstiegs auf die Bohrlochproduktivität und des Wasserandrangs sowie der Wasserproduktion auf die Kohlenwasserstoffproduktivität. Wir haben die Rolle der numerischen Dispersion nicht behandelt. Darüber hinaus ist der Oberflächenprozess vereinfacht und repräsentiert nicht die wirtschaftliche Flüssigkeitsrückgewinnung in typischen Offshore-Betrieben. Wir vereinfachten den Oberflächenprozess, um eine größere Anzahl von Teilnehmern anzulocken, da nicht alle Unternehmen Einrichtungen zur Simulation der Gaswerk-Verarbeitung mit Gasrecycling in ihren Zusammensetzungs-Simulatoren besaßen. Neun Unternehmen antworteten auf die Einladung zur Teilnahme. Tabelle 1 ist eine Liste der Teilnehmer dieses Projekts. Die Teilnehmerantworten waren gut vorbereitet und erforderten ein Minimum an Diskussion. Wir luden alle Unternehmen ein, so viele Komponenten wie notwendig für die genaue Übereinstimmung der PVT-Daten und für die Simulation der Gaszirkulation zu verwenden. Die Unternehmen wurden gebeten, die tatsächlich im Reservoirmodell verwendeten Komponenten anzugeben, wie diese charakterisiert wurden, und die Übereinstimmung mit den PVT-Daten, die mit den Komponenten erzielt wurden. Wir skizzieren zunächst die Problemvorgaben, einschließlich ausreichender Daten für andere, die das Problem versuchen möchten. Die relevanten PVT-Daten werden angegeben. Wir zeigen die Komponenten jedes Teilnehmers, die Eigenschaften dieser Komponenten und die grundlegende PVT-Übereinstimmung, die erzielt wurde. In vielen Fällen wurden ausschließlich EOS-Methoden verwendet, in anderen wurde eine Kombination von Methoden angewendet. Die Ergebnisse der Reservoirsimulation werden angegeben und Vergleiche zwischen den Unternehmen für beide Zirkulationsstrategie-Fälle gezeigt. Schließlich werden einige Fakten bezüglich der Simulatorenleistung angegeben, obwohl diese Information freiwillig war. Problemstellung Die zwei Hauptteile einer Zusammensetzungsmodellierungsstudie sind die PVT-Daten und das Reservoirgitter. Für die PVT-Daten wurden den Teilnehmern ein Begleitset von Fluidanalyseberichten zur Verfügung gestellt. Die Spezifikation des Reservoirmodells ist in den Tabellen 2 und 3 angegeben und das Gitter ist in Abbildung dargestellt. Beachten Sie, dass das Gitter 9 × 9 × 4 ist und symmetrisch, was darauf hindeutet, dass es möglich wäre, die Hälfte des angegebenen Gitters zu simulieren. Die meisten Teilnehmer wählten die Modellierung des vollständigen Gitters. Beachten Sie auch, dass die Schichten homogen sind und eine konstante Porosität aufweisen, aber die Permeabilität und die Dicke zwischen den Schichten variieren. JPT S. 981",
    url = "https://doi.org/10.2118/12278-pa",
    doi = "10.2118/12278-pa",
    openalex = "W2057596542"
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Zusammenfassung Vorläufige Ergebnisse aus einem Programm experimenteller und theoretischer Studien, die die Unsicherheiten bei der Wasserflutung von Gas-Kondensat-Reservoiren untersuchen, werden berichtet. Trotz hoher eingefangener Gassättigungen (35 bis 39 %), die durch einen ungewöhnlichen Typ von Hysterese weiter verschärft werden, können die Rückgewinnungsraten von Gas und Flüssigkeiten über diejenigen erhöht werden, die unter natürlicher Depletion erzielt wurden. Einleitung Die Wasserinjektion wurde als Methode zur Aufrechterhaltung des Drucks in Gas-Kondensat-Reservoiren vorgeschlagen. Diese Methode bietet Vorteile gegenüber der Gasinjektion: Gas kann ab dem Beginn der Reservoirexploitation verkauft werden; die Injektionskosten sind deutlich niedriger; das günstige Mobilitätsverhältnis gewährleistet eine hohe Sweep-Effizienz; und der Reservoirdruck wird aufrechterhalten, ohne die Zusammensetzung und damit den Taupunkt des Gases zu verändern. Die Wasserinjektion wurde jedoch für Gas-Kondensat-Reservoire nicht allgemein akzeptiert, aufgrund der folgenden Bedenken. Das voranschreitende Wasser könnte eine erhebliche Menge an Gas einfangen. Es könnte sein, dass das zuvor eingefangene Gas während einer nachfolgenden Depletion nicht wieder mobilisiert werden kann. Dreiphasige Relativpermeabilitäten für Bedingungen, bei denen retrograde Kondensation auftritt, sind praktisch unbekannt und könnten ungünstig sein. Die Förderung aus dem Brunnen könnte ein schwerwiegendes Problem darstellen, wenn vor und während der Druckentlastung hohe Wasseranteile vorliegen. Die ersten drei dieser Faktoren betreffen das Strömungsverhalten innerhalb des Reservoirs und werden in dieser Arbeit behandelt. Die Förderung aus dem Brunnen wird aus den unten erläuterten Gründen nicht berücksichtigt. In einer Pionierarbeit zeigten Geffen et al., dass die eingefangenen Gassättigungen nach einer Wasserflutung im gleichen Bereich liegen wie die erwarteten Restölsättigungen in wasserfloodeten Ölreservoiren: d. h. 15 bis 50 % des Porenraums, abhängig von den Gesteinsmerkmalen. Sie argumentierten, dass diese hohen Werte der eingefangenen Gassättigung die Gasrückgewinnung aus solchen Reservoiren aufgrund ihrer Größe und Dauerhaftigkeit erheblich reduzieren könnten. Eine große Anzahl von Gasreservoiren mit starken unterliegenden Aquiferen wurde jedoch erfolgreich entwickelt und hat mäßig hohe Gasrückgewinnungsraten erzielt, was darauf hindeutet, dass zumindest ein Teil des eingefangenen Gases während einer finalen Phase beschleunigter Druckentlastung wieder mobilisiert werden kann. Boyd et al. waren in der Lage, das Double Bayou-Feld nach dem Austrocknen zu entlasten und somit einen Teil des Restgases wieder zu mobilisieren. Vier Jahre nach Beginn des Versuchs schätzten sie, dass eine Steigerung der Rückgewinnung um 10 % des ursprünglich vorhandenen Gases (GIIP) letztendlich gewonnen werden könnte. Von diesem 10 % Anstieg war etwa 8 % das Ergebnis der Perkolierung von eingefangenen Gasen aus der austrocknenden Zone. Brinkman fand, dass die beschleunigte Druckentlastung im Lovells Lake Frio 1-Feld die Rückgewinnung von 58 auf 70 % GIIP erhöhte. Von den 12 % Anstieg waren fast 10 % auf die Perkolierung von eingefangenen Gasen aus den austrocknenden Zonen zurückzuführen. Lutes et al. erzielten 8 % GIIP durch Perkolierung während der beschleunigten Druckentlastung im Katy-Feld, hatten jedoch 20 % erwartet. Sie schlossen, dass die Rückgewinnung durch die Menge an Gas begrenzt wurde, die aus den wasserfloodeten Zonen durch hohe Drücke, die durch Perkolierung aus den wasserfloodeten Zonen entstehen, aus den wasserfloodeten Zonen herausperkolieren konnte, aufgrund ungünstiger Relativpermeabilitäten.

@article{doi10211815875pa,
    author = "Matthews, John D. and Hawes, R.I. and Hawkyard, I.R. and Fishlock, T. P.",
    title = "Feasibility Studies of Waterflooding Gas-Condensate Reservoirs",
    year = "1988",
    journal = "Journal of Petroleum Technology",
    abstract = "Zusammenfassung: Vorläufige Ergebnisse aus einem Programm experimenteller und theoretischer Studien, die die Unsicherheiten beim Wasserflood von Gas-Kondensat-Reservoiren untersuchen, werden berichtet. Trotz hoher gefangener Gassättigungen (35 bis 39\%), die durch einen ungewöhnlichen Typ von Hysterese weiter verschärft werden, können die Rückgewinnungen von Gas und Flüssigkeiten über diejenigen erhöht werden, die unter natürlicher Depletion erzielt wurden. Einleitung: Die Wasserinjektion wurde als Methode zur Aufrechterhaltung des Drucks in Gas-Kondensat-Reservoiren vorgeschlagen. Diese Methode bietet Vorteile gegenüber der Gasinjektion: Gas kann ab dem Beginn der Reservoirproduktion verkauft werden; die Injektionskosten sind viel niedriger; das günstige Mobilitätsverhältnis gewährleistet eine hohe Sweep-Effizienz; und der Reservoirdruck wird aufrechterhalten, ohne die Zusammensetzung und damit den Taupunkt des Gases zu ändern. Die Wasserinjektion wurde jedoch für Gas-Kondensat-Reservoire nicht allgemein akzeptiert, aufgrund der folgenden Bedenken. Das vordringende Wasser könnte eine signifikante Menge an Gas einfangen. Es könnte nicht möglich sein, das zuvor eingefangene Gas während einer nachfolgenden Druckentlastung wieder zu mobilisieren. Dreiphasige Relativpermeabilitäten für Bedingungen, bei denen retrograde Kondensation auftritt, sind praktisch unbekannt und könnten ungünstig sein. Die Förderung der Brunnen könnte ein schwerwiegendes Problem darstellen, wenn vor und während der Druckentlastung hohe Wasserkupplungen vorliegen. Die ersten drei dieser Faktoren betreffen das Strömungsverhalten innerhalb des Reservoirs und werden in diesem Papier behandelt. Die Förderung der Brunnen wird aus den unten erklärten Gründen nicht berücksichtigt. In einer Pionierarbeit zeigten Geffen et al., dass die gefangenen Gassättigungen nach dem Wasserflood im gleichen Bereich liegen wie die erwarteten Restölsättigungen in wasserfloodeten Öl-Reservoiren: d. h., 15 bis 50\% des Porenraums, abhängig von den Gesteinsmerkmalen. Sie argumentierten, dass diese hohen Werte der gefangenen Gassättigung die Rückgewinnung von Gas aus solchen Reservoiren aufgrund ihrer Größe und Dauerhaftigkeit erheblich reduzieren könnten. Eine große Anzahl von Gasreservoiren mit starken unterliegenden Aquiferen wurde jedoch erfolgreich entwickelt und hat mäßig hohe Gasrückgewinnungen erzielt, was darauf hindeutet, dass zumindest ein Teil des eingefangenen Gases während einer finalen Phase beschleunigter Druckentlastung wieder mobilisiert werden könnte. Boyd et al. waren in der Lage, das Double Bayou-Feld nach dem Wasserausbruch zu entlasten und somit einen Teil des Restgases wieder zu mobilisieren. Vier Jahre nach Beginn des Versuchs schätzten sie, dass eine Steigerung der Rückgewinnung von 10\% des ursprünglich vorhandenen Gases (GIIP) letztlich zurückgewonnen werden könnte. Von diesem 10\% Anstieg war etwa 8\% das Ergebnis der Perkolierung von eingefangenen Gasen aus der wasserabgespülten Zone. Brinkman fand, dass die beschleunigte Druckentlastung im Lovells Lake Frio 1-Feld die Rückgewinnung von 58 auf 70 \% GIIP erhöhte. Von den 12 \% Anstieg waren fast 10 \% auf die Perkolierung von eingefangenen Gasen aus den wasserabgespülten Zonen zurückzuführen. Lutes et al. erhielten 8\% GIIP aus der Perkolierung während der beschleunigten Druckentlastung im Katy-Feld, hatten aber 20\% erwartet. Sie schlossen, dass die Rückgewinnung durch die Menge an Gas begrenzt wurde, die aus den wasserfloodeten Zonen durch hohe Drücke aus der Perkolierung aus den wasserfloodeten Zonen durch ungünstige Relativpermeabilitäten austreten konnte.",
    url = "https://doi.org/10.2118/15875-pa",
    doi = "10.2118/15875-pa",
    openalex = "W1967047948"
}

Entwicklungsoptionen für Gas-Kondensat-Reservoire bestehen darin, das Reservoire zu entlasten, den Druck durch Wasserinjektion aufrechtzuerhalten oder den Druck durch Gasinjektion aufrechtzuerhalten. Die Option der Druckentlastung kann selbst dazu führen, dass Wasser das Reservoire von einem angeschlossenen Grundwasserleiter aus überflutet. Daher hängt die Bewertung der Optionen kritisch von der Wechselwirkung zwischen dem Kondensat und dem Wasser ab. Dieser Artikel beschreibt eine Reihe von Niederdruck-Kernflutungsexperimenten, die durchgeführt wurden, um diese Wechselwirkungen zu untersuchen.

@article{doi10399722144609201411214,
    author = "Naylor, Peter und Sargent, N. C.",
    title = "Eine experimentelle Studie zu Wasserflutung und Druckentlastung, die für Gas-Kondensat-Reservoire relevant sind",
    year = "1991",
    abstract = "Entwicklungsoptionen für Gas-Kondensat-Reservoire bestehen darin, das Reservoire zu entlasten, den Druck durch Wasserinjektion aufrechtzuerhalten oder den Druck durch Gasinjektion aufrechtzuerhalten. Die Option der Druckentlastung kann selbst dazu führen, dass Wasser das Reservoire von einem angeschlossenen Grundwasserleiter aus überflutet. Daher hängt die Bewertung der Optionen kritisch von der Wechselwirkung zwischen dem Kondensat und dem Wasser ab. Dieser Artikel beschreibt eine Reihe von Niederdruck-Kernflutungsexperimenten, die durchgeführt wurden, um diese Wechselwirkungen zu untersuchen.",
    url = "https://doi.org/10.3997/2214-4609.201411214",
    doi = "10.3997/2214-4609.201411214",
    openalex = "W1966361892"
}

Das Phasen- und Strömungsverhalten von Wasser, Gas und Kondensat in Poren unter Reservoirbedingungen wurde visuell untersucht, indem Glas-Mikromodelle mit realistischen Porenmustern und Geometrie verwendet wurden. Die Verdrängung von Kohlenwasserstoffen sowohl oberhalb als auch unterhalb des Taupunktes durch das vordringende Wasser wurde untersucht. Das Modell bei der Restkohlenwasserstoff-Sättigung wurde entleert, und das Remobilisationsverhalten der gefangenen Gas-Kondensat-Phasen wurde untersucht. Vorläufige Kernflutungs-Ergebnisse, die unter Bedingungen erhalten wurden, die denen der Mikromodell-Tests ähneln, bestätigen die beobachteten Phänomene.

@article{doi10399722144609201411269,
    author = "Henderson, Graeme D und Danesh, Ali und Peden, J. M.",
    title = "An experimental investigation of waterflooding of gas condensate reservoirs and their subsequent blowdown",
    year = "1991",
    abstract = "The phase and flow behaviour of water, gas and condensate in pores at reservoir conditions have been visually investigated using glass micromodels with realistic pore pattems and geometry. The displacement of hydrocarbons, both above and below the dew point, by the advancing water was studied. The model at residual hydrocarbon saturation was depleted and the remobilisation behaviour of the trapped gascondensate phases was investigated. Preliminary core flooding results obtained at conditions similar to the micromodel tests confirm the observed phenomena.",
    url = "https://doi.org/10.3997/2214-4609.201411269",
    doi = "10.3997/2214-4609.201411269",
    openalex = "W2173527758"
}

Zusammenfassung Während der Produktion von Gas-Kondensat-Reservoiren, die unterliegende Aquifere aufweisen, können große Bereiche des Reservoirs während des Druckabfalls von Wasser durchdrungen werden, was zur Einlagerung großer Mengen an Kohlenwasserstoffen führt. Um diesen Prozess im Labor zu simulieren, wurden Experimente mit Gas- und Kondensat gesättigten Kernen durchgeführt, die zunächst mit Wasser geflutet wurden, um die Einlagerung von Kohlenwasserstoffen zu simulieren. Anschließend wurde der Druckabfall der Kerne eingeleitet, um die Kohlenwasserstoffe expandieren zu lassen und eine kritische Kohlenwasserstoff-Sättigung zu erreichen, bei der Kohlenwasserstoffe remobilisiert wurden. Es wurde festgestellt, dass die durchschnittliche kritische Kohlenwasserstoff-Sättigung, die für die Remobilisierung von Kohlenwasserstoffen erforderlich ist, etwa 0,56 beträgt, was etwa 0,12 höher ist als die anfängliche Kohlenwasserstoff-Sättigung. Der Druckabfall wurde in verschiedenen Stadien des Phasenverhaltens des Gas-Kondensat-Fluids in den Kernen eingeleitet. Dies schien nur einen geringen Effekt auf die Kohlenwasserstoff-Expansion zu haben, die für die Remobilisierung erforderlich ist, wenn die anfänglichen Kohlenwasserstoff-Sättigungen ähnlich waren. Die Ergebnisse zeigten signifikante Unterschiede zwischen der Kohlenwasserstoff-Expansion, die für die Remobilisierung erforderlich ist, den Fluid-Produktionsprofilen nach der Remobilisierung und dem Effekt der Druckabfallrate auf die Remobilisierung für das Gas-Kondensat im Vergleich zu einem einphasigen Gas.

@article{doi10211825070ms,
    author = "Henderson, Graeme D und Danesh, Ali und Tehrani, D. H. und Peden, J. M.",
    title = "Remobilisation of Trapped Hydrocarbons in Water-Invaded Zones of Gas Condensate Reservoirs",
    year = "1992",
    journal = "All Days",
    abstract = "Zusammenfassung Während der Produktion von Gas-Kondensat-Reservoiren, die unterliegende Aquifere aufweisen, können große Bereiche des Reservoirs während des Druckabfalls von Wasser durchdrungen werden, was zur Einlagerung großer Mengen an Kohlenwasserstoffen führt. Um diesen Prozess im Labor zu simulieren, wurden Experimente mit Gas- und Kondensat gesättigten Kernen durchgeführt, die zunächst mit Wasser geflutet wurden, um die Einlagerung von Kohlenwasserstoffen zu simulieren. Anschließend wurde der Druckabfall der Kerne eingeleitet, um die Kohlenwasserstoffe expandieren zu lassen und eine kritische Kohlenwasserstoff-Sättigung zu erreichen, bei der Kohlenwasserstoffe remobilisiert wurden. Es wurde festgestellt, dass die durchschnittliche kritische Kohlenwasserstoff-Sättigung, die für die Remobilisierung von Kohlenwasserstoffen erforderlich ist, etwa 0,56 beträgt, was etwa 0,12 höher ist als die anfängliche Kohlenwasserstoff-Sättigung. Der Druckabfall wurde in verschiedenen Stadien des Phasenverhaltens des Gas-Kondensat-Fluids in den Kernen eingeleitet. Dies schien nur einen geringen Effekt auf die Kohlenwasserstoff-Expansion zu haben, die für die Remobilisierung erforderlich ist, wenn die anfänglichen Kohlenwasserstoff-Sättigungen ähnlich waren. Die Ergebnisse zeigten signifikante Unterschiede zwischen der Kohlenwasserstoff-Expansion, die für die Remobilisierung erforderlich ist, den Fluid-Produktionsprofilen nach der Remobilisierung und dem Effekt der Druckabfallrate auf die Remobilisierung für das Gas-Kondensat im Vergleich zu einem einphasigen Gas.",
    url = "https://doi.org/10.2118/25070-ms",
    doi = "10.2118/25070-ms",
    openalex = "W1998481961",
    references = "doi10211815455pa, doi10211819693pa, doi10211822636pa, doi10399722144609201411214, doi10399722144609201411269"
}

Zusammenfassung Laborversuche zum Strömungsverhalten von Gas-Kondensat wurden unter Reservoirbedingungen durchgeführt. Zwei Gas-Kondensat-Reservoire im Nordseegebiet mit unterschiedlichen Gesteins- und Fluid-Eigenschaften wurden untersucht. Die Ziele der Kernflutungen waren die Untersuchung der Auswirkungen von Gesteins- und Fluid-Eigenschaften auf die kritische Kondensat-Sättigung (CCS), die Gas- und Kondensat-relative Durchlässigkeit während der in-situ-Kondensation, die Kohlenwasserstoff-Wiederherstellung und das Einfangen durch Wasserinjektion sowie die inkrementelle Kohlenwasserstoff-Wiederherstellung durch nachfolgende Druckentlastung. Es wurde festgestellt, dass sowohl die CCS als auch die relative Durchlässigkeit empfindlich auf die Durchflussrate und die Grenzflächenspannung reagieren. Die Ergebnisse zur Empfindlichkeit der Gas-relativen Durchflussrate deuten darauf hin, dass die Gasproduktivität, die durch Kondensatabscheidung begrenzt wird, durch Erhöhung der Produktionsrate teilweise wiederhergestellt werden kann. Das Phasenverhalten und die Grenzflächenspannung beeinflussen das Ausmaß der Verringerung der Gas-relativen Durchlässigkeit und der Kondensat-Mobilität. Hohe Grenzflächenspannung führt letztlich dazu, dass die Kondensat-relative Durchlässigkeit mit zunehmender Kondensat-Sättigung abnimmt. Kondensat, das unter Gasinjektion unbeweglich ist, kann durch Wasserinjektion wiederhergestellt werden, jedoch wurde eine sofortigere und effizientere Kondensat-Wiederherstellung beobachtet, wenn die Kondensat-Sättigung vor der Wasserinjektion die CCS überstieg. Etwa 27 %PV Gas wurde durch Wasserinjektion eingefangen. Die nachfolgende Druckentlastung erholte zusätzliches Gas, aber die inkrementelle Kondensat-Wiederherstellung war unbedeutend.

@article{doi10211830769ms,
    author = "Chen, H. L. und Wilson, Sam und Monger-McClure, T. G.",
    title = "Bestimmung der relativen Durchlässigkeit und Wiederherstellung für Gas-Kondensat-Reservoire im Nordseegebiet",
    year = "1995",
    journal = "SPE-Jahrestagung und Ausstellung",
    abstract = "Zusammenfassung Laborversuche zum Strömungsverhalten von Gas-Kondensat wurden unter Reservoirbedingungen durchgeführt. Zwei Gas-Kondensat-Reservoire im Nordseegebiet mit unterschiedlichen Gesteins- und Fluid-Eigenschaften wurden untersucht. Die Ziele der Kernflutungen waren die Untersuchung der Auswirkungen von Gesteins- und Fluid-Eigenschaften auf die kritische Kondensat-Sättigung (CCS), die Gas- und Kondensat-relative Durchlässigkeit während der in-situ-Kondensation, die Kohlenwasserstoff-Wiederherstellung und das Einfangen durch Wasserinjektion sowie die inkrementelle Kohlenwasserstoff-Wiederherstellung durch nachfolgende Druckentlastung. Es wurde festgestellt, dass sowohl die CCS als auch die relative Durchlässigkeit empfindlich auf die Durchflussrate und die Grenzflächenspannung reagieren. Die Ergebnisse zur Empfindlichkeit der Gas-relativen Durchflussrate deuten darauf hin, dass die Gasproduktivität, die durch Kondensatabscheidung begrenzt wird, durch Erhöhung der Produktionsrate teilweise wiederhergestellt werden kann. Das Phasenverhalten und die Grenzflächenspannung beeinflussen das Ausmaß der Verringerung der Gas-relativen Durchlässigkeit und der Kondensat-Mobilität. Hohe Grenzflächenspannung führt letztlich dazu, dass die Kondensat-relative Durchlässigkeit mit zunehmender Kondensat-Sättigung abnimmt. Kondensat, das unter Gasinjektion unbeweglich ist, kann durch Wasserinjektion wiederhergestellt werden, jedoch wurde eine sofortigere und effizientere Kondensat-Wiederherstellung beobachtet, wenn die Kondensat-Sättigung vor der Wasserinjektion die CCS überstieg. Etwa 27 %PV Gas wurde durch Wasserinjektion eingefangen. Die nachfolgende Druckentlastung erholte zusätzliches Gas, aber die inkrementelle Kondensat-Wiederherstellung war unbedeutend.",
    url = "https://doi.org/10.2118/30769-ms",
    doi = "10.2118/30769-ms",
    openalex = "W2120235335",
    references = "doi10211822636pa"
}

In den letzten Jahren haben die Autoren viele Fragen von Unternehmen, sowohl internationalen als auch inländischen, bezüglich Gas-Kondensat-Reservoiren erhalten. Es scheint, dass Gas-Kondensate weltweit an Bedeutung gewinnen. Viele internationale Erdöl-Gesellschaften beginnen, Konferenzen speziell für Gas-Kondensat-Reservoire abzuhalten und alle Parameter zu diskutieren, die für solche Systeme relevant sind. Angesichts dieses gesteigerten Interesses haben die Autoren eine kurze Liste von Fragen zusammengestellt, die am häufigsten gestellt werden. Tatsächlich weisen diese Fragen auf zwei spezifische Bereiche hin, die die Produktion und zukünftige Ausbeutungspläne für Gas-Kondensat-Systeme bestimmen. Diese beiden Bereiche sind die Charakterisierung und die Rückwärtskondensat-Einflüsse auf die relative Permeabilität. Es wurde festgestellt, dass die Charakterisierung der Gas-Kondensat-Flüssigkeiten stark von zwei Hauptfaktoren beeinflusst werden kann: Ein jeglicher Grad der Kontamination durch eine freie flüssige Phase in situ; Rückhalt des Rückwärtskondensats im Gestein, was zu übermäßigen Förder-GORs führt. Bei der Probenahme von Gas-Kondensat-Bohrungen muss sorgfältig vorgegangen werden, um repräsentative rekombinierte Flüssigkeiten zu erzeugen. Um eine angemessene Bewertung des Gas-Kondensat-Reservoirs zu erhalten, muss man in der Lage sein, die Flüssigkeiten in situ adäquat zu charakterisieren. Experimentelle und theoretische Arbeiten zur Bewertung von Rückwärtskondensat-Effekten haben darauf hingewiesen, dass der Einfluss des Rückwärtskondensats in engeren Formationen und bei höheren Grenzflächenflüssigkeiten viel schädlicher ist. Die Fähigkeit, den Einfluss der Rückwärtsflüssigkeit auf die Gasphasen-Produktionsraten zu identifizieren, ist eine schwierige Aufgabe, und hier werden Daten bereitgestellt, die die Rückwärtskondensat-Effekte auf zwei Ebenen der Grenzflächenspannung und als Funktion der Gesteinsdurchlässigkeit vergleichen. Es wurde festgestellt, dass in einer Überprüfung von vier Gas-Kondensat-Reservoiren, von denen eines ein gebrochenes System umfasste, eine Kopplung einer Vielzahl von Faktoren vorlag, einschließlich: Grenzflächenspannungseffekte Viskositätsverhältnis Die Heilung von Brüchen mit ihrem begleitenden Effekt auf die absolute Permeabilität Um solche Systeme adäquat vorhersagen zu können, muss ein Simulator diese Effekte in sich aufnehmen. Probenahme von Kondensat-Reservoiren Kondensat-Reservoire sind von Natur aus schwieriger korrekt zu charakterisieren. Die Literatur zeigt viele Unterschiede zwischen Gas-Kondensat-Reservoiren und trockenen Gas-Reservoiren (1-6). Eine oft gestellte Frage ist während und nach der Probenahme. Abbildung 1 liefert eine ziemlich typische GOR-zu-Gesamtdurchfluss-Antwort aus einem Gas-Kondensat-Reservoir. Man sieht, dass bei sehr niedrigen Durchflussraten ein hoher Förder-GOR vorliegt und jenseits eines bestimmten Mindestwerts im GOR der Trend wieder ansteigt. Es ist leicht zu identifizieren, warum dies geschieht, aber manchmal, wenn man sich der Möglichkeit gegenüber sieht, zusätzliche Probenahmeläufe durchzuführen und mehr Zeit im Feld zu verbringen, ist die Erstellung eines Diagramms wie Abbildung 1 nicht einfach. Im selben Diagramm vergleicht man die Antwort, die normalerweise für ein Öl-Reservoir zu sehen wäre. Bei dem Öl-Reservoir ist die Probenahmetechnik relativ einfach zu spezifizieren. Alles, was man tun muss, ist, das Bohrloch in einem Bereich zu fördern, der niedrig genug ist, damit ein konstanter GOR produziert wird. Da das Verhalten asymptotisch als Funktion des abnehmenden Gesamtdurchflusses aus dem Bohrloch ist, ist es leicht zu identifizieren, welches Produktionsniveau man anwenden muss, um die Gas- und Flüssigkeitsproben zu entnehmen.

@inproceedings{thomas1995towards,
    author = "Thomas, F.B. and Zhou, X. and Bennion, D.B. and Bennion, D.W.",
    title = "Towards Optimizing Gas Condensate Reservoirs",
    year = "1995",
    booktitle = "Annual Technical Meeting",
    abstract = "In the last year the authors have fielded many questions from companies, both international and domestic, concerning gas condensate reservoirs. It appears that gas condensates are becoming more important throughout the world. Many international petroleum societies are beginning to have conferences specifically oriented to gas condensate reservoirs and discussing all parameters germane to such systems. In light of this increased interest, the authors have made a short list of questions which are most often asked. Indeed, these questions point to two specific areas which govern the production and future exploitation plans for gas condensate systems. These two areas are characterization and retrograde condensate influences on relative permeability. It has been found that the characterization of the gas condensate fluids can be strongly influenced by two main factors:Any degree of contamination by a free liquid phase insitu;Hold-up of the retrograde condensate in the formation resulting in excessive producing GOR's. Care must be taken when sampling gas condensate wells n order to produce representative recombined fluids. In order to gain an appropriate evaluation of the gas condensate reservoir one must be able to adequately characterize the fluids insitu. Experimental and theoretical work performed on evaluating retrograde condensate effects has pointed to the fact that the influence of retrograde condensate is much more deleterious in tighter formations and higher interfacial fluids. The ability to identify the influence of retrograde liquid on gas phase production rates is a difficult task and data are provided herein which compare the retrograde condensate effects at two levels of interfacial tension and as a function of rock permeability. It has been found that in a review of four gas condensate reservoirs, one of which included a fractured system, there was a coupling of a multiplicity of factors including:Interfacial tension effectsViscosity ratioThe healing of fractures with its concomitant effect on absolute permeability In order to adequately forecast such systems, a simulator must in corporate these effects. Sampling condensate reservoirs Condensate reservoirs are inherently more difficult to characterize correctly. The literature shows many differences between gas condensate reservoirs and dry gas reservoirs(l-6). One question often asked is during and after sampling. Figure 1 provides a fairly typical GOR versus total flow rate response from a gas condensate reservoir. One sees that, at very low flow rates, one has a high producing GOR and, beyond the certain minimum value in GOR, the trend is again upwards It is easy to identify why this occurs, but sometimes, when faced with the possibility of having extra sampling runs and spending more time in the field, the generation of a plot such as Figure 1 is not easy. In the same plot one compares the response which would normally be seen for an oil reservoir. With the oil reservoir, the sampling technique is fairly easy to specify. All one must do is try to produce the well in the domain low enough so that a constant GOR is produced. Since the behavior is asymptotic as a function of decreasing total flow rate from the well, it is easy to identify what production level one needs to apply for taking the gas and liquid samples.",
    url = "https://doi.org/10.2118/95-09",
    doi = "10.2118/95-09",
    openalex = "W2025110695",
    references = "doi1010160016003259903692, doi101016002197978390396x, doi101016s0376736108x70013, doi10211819729pa, doi1021189354"
}

Zusammenfassung Gas-Kondensat-Reservoire werden in der Regel durch primäre Depletion produziert. Diese Technik ist normalerweise ein effizientes Mittel zur Gewinnung der gasförmigen Kohlenwasserstoffkomponenten, kann aber bei der Gewinnung der wertvolleren flüssigen Komponenten, die im Reservoir in einer kondensierten flüssigen Phase (Öl) verbleiben, sehr ineffizient sein. Die Rückgewinnungseffizienz der flüssigen Komponenten nimmt mit zunehmender Reichhaltigkeit des Gas-Kondensats ab, was in einigen Reservoiren ein großes Ziel für die verbesserte Ölrückgewinnung (IOR) darstellt. Der übliche Ansatz zur Verbesserung der flüssigen Rückgewinnung besteht darin, das produzierte Gas durch das Reservoir zurückzuführen. Diese Technik kann jedoch wirtschaftlich nicht attraktiv sein, wenn die Möglichkeit einer sofortigen Gasverkäufe besteht, da der Gaswert bei verzögerter Veräußerung abgezinst wird. Eine alternative Methode zur Verbesserung der flüssigen Rückgewinnung besteht darin, den Reservoirdruck für einen bestimmten Zeitraum über dem Taupunkt zu halten, indem Wasser injiziert wird. Je nach Reservoirmerkmalen kann die Wasserinjektion während des gesamten Lebenszyklus des Feldes fortgesetzt werden oder das Reservoir kann nach einer Injektionsphase entdruckt werden. Für letzteren Fall sind spezielle Daten zur relativen Permeabilität erforderlich, die die Mobilisierung von durch Wasserflut gefangener Gas durch Expansion beschreiben. Diese Arbeit berichtet über eine Simulationsstudie, die die potenziellen Vorteile der Wasserflut-Technik durch Verwendung einfacher Reservoirmodelle quantifiziert. Für ein Fluid mit einem Kondensat-zu-Gas-Verhältnis (CGR) von 180 STB/ MMscf wurde die gesamte Kohlenwasserstoffrückgewinnung optimiert, indem 0,25 hydrocarbon PV von Wasser vor dem Druckentzug injiziert wurde. Dies erhöhte die Rückgewinnungseffizienz sowohl der flüssigen als auch der gasförmigen Komponenten und steigerte die gesamte Kohlenwasserstoffrückgewinnung um 10% der ursprünglich im Reservoir vorhandenen Kohlenwasserstoffmasse. Für ein reichhaltigeres, nahe-kritisches Fluid mit einem CGR von 300 STB/MMscf ergab die fortgesetzte Wasserinjektion die optimale Gesamtrückgewinnung, die 21% der Anfangsmasse höher war als bei der primären Depletion. Diese Verbesserung wurde erreicht, indem die Flüssigkeitsrückgewinnung stark erhöht wurde, zum Preis einer geringeren Reduktion der Gasrückgewinnung. Die Ergebnisse dieser Arbeit deuten darauf hin, dass die Wasserflut von Gas-Kondensat-Reservoiren eine wertvolle IOR-Technik sein könnte.

@article{fishlock1996waterflooding,
    author = "Fishlock, T. P. and Probert, C. J.",
    title = "Waterflooding of Gas-Condensate Reservoirs",
    year = "1996",
    journal = "SPE Reservoir Engineering",
    abstract = "Zusammenfassung Gas-Kondensat-Reservoire werden in der Regel durch primäre Depletion produziert. Diese Technik ist normalerweise ein effizientes Mittel zur Gewinnung der gasförmigen Kohlenwasserstoffkomponenten, kann aber bei der Gewinnung der wertvolleren flüssigen Komponenten, die im Reservoir in einer kondensierten flüssigen Phase (Öl) verbleiben, sehr ineffizient sein. Die Rückgewinnungseffizienz der flüssigen Komponenten nimmt mit zunehmender Reichhaltigkeit des Gas-Kondensats ab, was in einigen Reservoiren ein großes Ziel für die verbesserte Ölrückgewinnung (IOR) darstellt. Der übliche Ansatz zur Verbesserung der flüssigen Rückgewinnung besteht darin, das produzierte Gas durch das Reservoir zurückzuführen. Diese Technik kann jedoch wirtschaftlich nicht attraktiv sein, wenn die Möglichkeit einer sofortigen Gasverkäufe besteht, da der Gaswert bei verzögerter Veräußerung abgezinst wird. Eine alternative Methode zur Verbesserung der flüssigen Rückgewinnung besteht darin, den Reservoirdruck für einen bestimmten Zeitraum über dem Taupunkt zu halten, indem Wasser injiziert wird. Je nach Reservoirmerkmalen kann die Wasserinjektion während des gesamten Lebenszyklus des Feldes fortgesetzt werden oder das Reservoir kann nach einer Injektionsphase entdruckt werden. Für letzteren Fall sind spezielle Daten zur relativen Permeabilität erforderlich, die die Mobilisierung von durch Wasserflut gefangener Gas durch Expansion beschreiben. Diese Arbeit berichtet über eine Simulationsstudie, die die potenziellen Vorteile der Wasserflut-Technik durch Verwendung einfacher Reservoirmodelle quantifiziert. Für ein Fluid mit einem Kondensat-zu-Gas-Verhältnis (CGR) von 180 STB/ MMscf wurde die gesamte Kohlenwasserstoffrückgewinnung optimiert, indem 0,25 hydrocarbon PV von Wasser vor dem Druckentzug injiziert wurde. Dies erhöhte die Rückgewinnungseffizienz sowohl der flüssigen als auch der gasförmigen Komponenten und steigerte die gesamte Kohlenwasserstoffrückgewinnung um 10% der ursprünglich im Reservoir vorhandenen Kohlenwasserstoffmasse. Für ein reichhaltigeres, nahe-kritisches Fluid mit einem CGR von 300 STB/MMscf ergab die fortgesetzte Wasserinjektion die optimale Gesamtrückgewinnung, die 21% der Anfangsmasse höher war als bei der primären Depletion. Diese Verbesserung wurde erreicht, indem die Flüssigkeitsrückgewinnung stark erhöht wurde, zum Preis einer geringeren Reduktion der Gasrückgewinnung. Die Ergebnisse dieser Arbeit deuten darauf hin, dass die Wasserflut von Gas-Kondensat-Reservoiren eine wertvolle IOR-Technik sein könnte.",
    url = "https://doi.org/10.2118/35370-pa",
    doi = "10.2118/35370-pa",
    number = "04",
    openalex = "W2077759576",
    pages = "245-251",
    volume = "11",
    references = "doi10211811277pa, doi10211815875pa, doi10211816355ms, doi1021181942pa, doi10211822636pa, doi10211825070ms, doi1021185106pa, openalexw1573752853, openalexw3213753921, openalexw560405057"
}

Zusammenfassend wurden Kernflood-Experimente zum Strömungsverhalten von Gas-Kondensat für zwei Gas-Kondensat-Reservoire im Nordseegebiet durchgeführt. Die Ziele waren die Untersuchung der Auswirkungen von Gesteins- und Fluid-Eigenschaften auf die kritische Kondensat-Sättigung (CCS), die relativen Permeabilitäten von Gas und Kondensat, die Kohlenwasserstoff-Wiederherstellung und das Einfangen durch Wasserinjektion sowie die inkrementelle Wiederherstellung durch nachfolgende Druckentlastung. Sowohl die CCS als auch die relative Permeabilität waren empfindlich gegenüber dem Durchflussrate und der Grenzflächenspannung. Die Ergebnisse zur Sensitivität der relativen Gas-Permeabilität deuten darauf hin, dass die durch Kondensat-Ausfall begrenzte Gasproduktivität durch Erhöhung der Produktionsrate teilweise wiederhergestellt werden kann. Hohe Grenzflächenspannung führte letztlich dazu, dass die relative Kondensat-Permeabilität mit zunehmender Kondensat-Sättigung abnahm. Kondensat, das unter Gasinjektion unbeweglich war, konnte durch Wasserinjektion wiederhergestellt werden, jedoch wurde eine sofortigere und effizientere Kondensat-Wiederherstellung beobachtet, wenn die Kondensat-Sättigung vor der Wasserinjektion die CCS überstieg. Die nachfolgende Druckentlastung erzielte zusätzliche Gas-Wiederherstellung, jedoch war die inkrementelle Kondensat-Wiederherstellung unbedeutend.

@article{doi10211857596pa,
    author = "Chen, H. L. und Wilson, Sam und Monger-McClure, T. G.",
    title = "Bestimmung der relativen Permeabilität und Wiederherstellung für Gas-Kondensat-Reservoire im Nordseegebiet",
    year = "1999",
    journal = "SPE Reservoir Evaluation \& Engineering",
    abstract = "Zusammenfassend wurden Kernflood-Experimente zum Strömungsverhalten von Gas-Kondensat für zwei Gas-Kondensat-Reservoire im Nordseegebiet durchgeführt. Die Ziele waren die Untersuchung der Auswirkungen von Gesteins- und Fluid-Eigenschaften auf die kritische Kondensat-Sättigung (CCS), die relativen Permeabilitäten von Gas und Kondensat, die Kohlenwasserstoff-Wiederherstellung und das Einfangen durch Wasserinjektion sowie die inkrementelle Wiederherstellung durch nachfolgende Druckentlastung. Sowohl die CCS als auch die relative Permeabilität waren empfindlich gegenüber dem Durchflussrate und der Grenzflächenspannung. Die Ergebnisse zur Sensitivität der relativen Gas-Permeabilität deuten darauf hin, dass die durch Kondensat-Ausfall begrenzte Gasproduktivität durch Erhöhung der Produktionsrate teilweise wiederhergestellt werden kann. Hohe Grenzflächenspannung führte letztlich dazu, dass die relative Kondensat-Permeabilität mit zunehmender Kondensat-Sättigung abnahm. Kondensat, das unter Gasinjektion unbeweglich war, konnte durch Wasserinjektion wiederhergestellt werden, jedoch wurde eine sofortigere und effizientere Kondensat-Wiederherstellung beobachtet, wenn die Kondensat-Sättigung vor der Wasserinjektion die CCS überstieg. Die nachfolgende Druckentlastung erzielte zusätzliche Gas-Wiederherstellung, jedoch war die inkrementelle Kondensat-Wiederherstellung unbedeutend.",
    url = "https://doi.org/10.2118/57596-pa",
    doi = "10.2118/57596-pa",
    openalex = "W2122169610",
    references = "doi10211822636pa, doi10211825070ms"
}

Zusammenfassung Die Prüfung von Gas-Kondensat-Reservoirs erfordert eine sorgfältige Koordination aller Parameter im analytischen Prozess. Daher sind die Probenahme, die Laboranalyse der gesammelten Proben, das Design der Testausrüstung sowie das Design und die Analyse des Tests selbst für die Genauigkeit der Analyse entscheidend. Dieser Artikel skizziert die Methodik und Verfahren, die bei der Prüfung von Gas-Kondensat-Reservoirs verwendet werden. Die Gewinnung einer repräsentativen Formation-Fluid-Probe, die für die Zusammensetzungs- und Druck-Volumen-Temperatur (PVT)-Analyse verwendet werden kann, ist bei der Prüfung von Gas-Kondensat-Reservoirs von entscheidender Bedeutung. In den meisten Fällen bedeutet dies, eine einphasige Probe so nah wie möglich an den tatsächlichen Reservoirbedingungen zu halten. Neue Probenahmetechnologien wurden eingeführt, die die Qualität der initialen Probe verbessern und die Probenintegrität aufrechterhalten können. Darüber hinaus zeigen neue Downhole-Sensortechnologien vielversprechende Möglichkeiten zur Verbesserung der Schätzungen der Probenkontamination und zur Durchführung von In-situ-Fluid-Eigenschaftsmessungen. Die verschiedenen Probenahmetechniken werden diskutiert, und Vergleiche von Prozessen, die Wireline-Formationstests und Bottomhole-Probenahme, isokinetische Probenahme, die bei Drillstem- und Produktionsprüfungen verwendet wird, sowie Oberflächenprobenahme umfassen, werden vorgenommen. Laborprüfverfahren, einschließlich der Validierung der Probenqualität, der Fehlerfortpflanzung und der Probenkontamination, werden ebenfalls diskutiert. Der Fluss von Gas-Kondensat in einem Reservoir ist ein kompliziertes mathematisches Problem, das Phasenänderungen, Kondensatverlust in die kleinen Poren des Gesteins, Mehrphasenfluss des feuchten Gasöls und möglicherweise Wasser, Phasenverteilung im und um den Bohrlochbereich sowie schließlich die Verdampfung von Flüssigkeit zurück in das Kondensatgas umfasst. Ein Bohrlochtest kann die Identifikation der absoluten Reservoir- und relativen Permeabilitäten, die Ursache des sinkenden Gasdurchlässigkeits, der Nähe-Bohrloch-Schäden und des Reservoirdrucks liefern. Er kann auch den Umfang der Flüssigkeits-Kondensat-Bank unterscheiden, die ein zusammengesetztes Reservoir bildet, sowie die Lage der nahen Grenzen. Das Analyseverfahren und die Techniken werden durch die Präsentation von zwei Feldfällen veranschaulicht. Im ersten Fall liegt der fließende Druck über dem Taupunkt-Druck. Daher ist das Fluid im Inneren des Reservoirs ein einphasiges Gas, und der Flüssigkeitsausfall verursacht eine Phasentrennung im Bohrloch. Im zweiten Fall produziert das Bohrloch unter dem Taupunkt-Druck, während der ursprüngliche Reservoirdruck über dem Taupunkt-Druck liegt. Dies führte dazu, dass der Bohrlochtest einem zusammengesetzten Reservoir mit früheren Phasentrennungseffekten ähnelte.

@article{doi10211868668ms,
    author = "Kool, Henk and Azari, Mehdi and Soliman, M. Y. and Proett, Mark and Irani, Cyrus A. and Bjørn, Dybdahl",
    title = "Testing of Gas Condensate Reservoirs - Sampling, Test Design and Analysis",
    year = "2001",
    journal = "SPE Asia Pacific Oil and Gas Conference and Exhibition",
    abstract = "Zusammenfassung Die Prüfung von Gas-Kondensat-Reservoirs erfordert eine sorgfältige Koordination aller Parameter im analytischen Prozess. Daher sind die Probenahme, die Laboranalyse der gesammelten Proben, das Design der Testausrüstung sowie das Design und die Analyse des Tests selbst für die Genauigkeit der Analyse entscheidend. Dieser Artikel skizziert die Methodik und Verfahren, die bei der Prüfung von Gas-Kondensat-Reservoirs verwendet werden. Die Gewinnung einer repräsentativen Formation-Fluid-Probe, die für die Zusammensetzungs- und Druck-Volumen-Temperatur (PVT)-Analyse verwendet werden kann, ist bei der Prüfung von Gas-Kondensat-Reservoirs von entscheidender Bedeutung. In den meisten Fällen bedeutet dies, eine einphasige Probe so nah wie möglich an den tatsächlichen Reservoirbedingungen zu halten. Neue Probenahmetechnologien wurden eingeführt, die die Qualität der initialen Probe verbessern und die Probenintegrität aufrechterhalten können. Darüber hinaus zeigen neue Downhole-Sensortechnologien vielversprechende Möglichkeiten zur Verbesserung der Schätzungen der Probenkontamination und zur Durchführung von In-situ-Fluid-Eigenschaftsmessungen. Die verschiedenen Probenahmetechniken werden diskutiert, und Vergleiche von Prozessen, die Wireline-Formationstests und Bottomhole-Probenahme, isokinetische Probenahme, die bei Drillstem- und Produktionsprüfungen verwendet wird, sowie Oberflächenprobenahme umfassen, werden vorgenommen. Laborprüfverfahren, einschließlich der Validierung der Probenqualität, der Fehlerfortpflanzung und der Probenkontamination, werden ebenfalls diskutiert. Der Fluss von Gas-Kondensat in einem Reservoir ist ein kompliziertes mathematisches Problem, das Phasenänderungen, Kondensatverlust in die kleinen Poren des Gesteins, Mehrphasenfluss des feuchten Gasöls und möglicherweise Wasser, Phasenverteilung im und um den Bohrlochbereich sowie schließlich die Verdampfung von Flüssigkeit zurück in das Kondensatgas umfasst. Ein Bohrlochtest kann die Identifikation der absoluten Reservoir- und relativen Permeabilitäten, die Ursache des sinkenden Gasdurchlässigkeits, der Nähe-Bohrloch-Schäden und des Reservoirdrucks liefern. Er kann auch den Umfang der Flüssigkeits-Kondensat-Bank unterscheiden, die ein zusammengesetztes Reservoir bildet, sowie die Lage der nahen Grenzen. Das Analyseverfahren und die Techniken werden durch die Präsentation von zwei Feldfällen veranschaulicht. Im ersten Fall liegt der fließende Druck über dem Taupunkt-Druck. Daher ist das Fluid im Inneren des Reservoirs ein einphasiges Gas, und der Flüssigkeitsausfall verursacht eine Phasentrennung im Bohrloch. Im zweiten Fall produziert das Bohrloch unter dem Taupunkt-Druck, während der ursprüngliche Reservoirdruck über dem Taupunkt-Druck liegt. Dies führte dazu, dass der Bohrlochtest einem zusammengesetzten Reservoir mit früheren Phasentrennungseffekten ähnelte.",
    url = "https://doi.org/10.2118/68668-ms",
    doi = "10.2118/68668-ms",
    openalex = "W2011174284",
    references = "crossref2002gascondensate, doi1010160016003259903692, doi102118219g, doi10211826496pa, doi10211828829ms, doi10211838649ms, doi10252330766ms, doi10252362920ms, doi10252363071ms, doi10252364650ms, openalexw1481537814"
}

@incollection{crossref2002gascondensate,
    title = "Gas/Kondensat-Reservoire",
    year = "2002",
    booktitle = "Fundamental Principles of Reservoir Engineering",
    url = "https://doi.org/10.2118/9781555630928-10",
    doi = "10.2118/9781555630928-10",
    openalex = "W4300259531",
    pages = "104-117"
}

Zusammenfassung Kernflood-Experimente wurden an Karbonat- und Sandstein-Kernen aus Gas-Kondensat-Reservoiren in Saudi-Arabien durchgeführt, um den Verlust der relativen Gasdurchlässigkeit aufgrund von Kondensatanreicherung und Wasserblockaden zu bewerten. Feldproben von Kondensat wurden in diesen Experimenten verwendet, um den Zweiphasenfluss in der Umgebung des Bohrlochs nachzuahmen, wenn der Druck am Bohrloch unter den Taupunkt fiel. Der Einfluss mehrerer als Fertigstellungsflüssigkeiten verwendeter Flüssigkeiten wurde ebenfalls unter Reservoirbedingungen untersucht. Mehrere Lösungsmittel wurden bewertet, um sowohl Kondensat- als auch Wasserblockaden zu entfernen. Die experimentellen Ergebnisse zeigen, dass aufgrund von Kondensatblockaden Reduktionen der relativen Gasdurchlässigkeit von 70 % bis 95 % in Reservoirkernen beobachtet wurden. Die untersuchten Lösungsmittel erwiesen sich als wirksam zur Verbesserung der relativen Gasdurchlässigkeit. Diese Studie quantifizierte zudem die erforderlichen Methanol-Behandlungsvolumina zur Erhöhung der relativen Gasdurchlässigkeit unter Laborbedingungen, die auf Feldbedingungen extrapoliert werden können. Die Reduktion der relativen Gasdurchlässigkeit war während des Zweiphasenflusses in Anwesenheit von Wassersättigung aufgrund der doppelten Wirkung von Kondensat- und Wasserblockaden ausgeprägter. Methanol verdrängt retrogrades Kondensat und erhält die verbesserte relative Gasdurchlässigkeit weit in den Post-Behandlungsproduktionszeitraum hinein. Methanol-Wasser-Gemische erwiesen sich als unwirksam zur Entfernung von Kondensatblockaden und verringerten die Gasproduktivität nach ihrer Behandlung. Methanol erwies sich als wirksam zur Entfernung von Wasser aus den Kernen. Eine Mischung aus Isopropylalkohol und Methanol ergab ähnliche günstige Ergebnisse wie reines Methanol. Zusammenfassend waren alle evaluierten Lösungsmittel wirksam bei der Entfernung von Kondensatblockaden aus dem Kern, verzögerten die Kondensatanreicherung und verbesserten die Gasproduktivität.

@article{doi10211893210ms,
    author = "Al-Anazi, Hamoud und Solares, J. Ricardo und Al-Faifi, M. G.",
    title = "Der Einfluss von Kondensatblockaden und Fertigstellungsflüssigkeiten auf die Gasproduktivität in Gas-Kondensat-Reservoiren",
    year = "2005",
    journal = "SPE Asia Pacific Oil and Gas Conference and Exhibition",
    abstract = "Zusammenfassung Kernflood-Experimente wurden an Karbonat- und Sandstein-Kernen aus Gas-Kondensat-Reservoiren in Saudi-Arabien durchgeführt, um den Verlust der relativen Gasdurchlässigkeit aufgrund von Kondensatanreicherung und Wasserblockaden zu bewerten. Feldproben von Kondensat wurden in diesen Experimenten verwendet, um den Zweiphasenfluss in der Umgebung des Bohrlochs nachzuahmen, wenn der Druck am Bohrloch unter den Taupunkt fiel. Der Einfluss mehrerer als Fertigstellungsflüssigkeiten verwendeter Flüssigkeiten wurde ebenfalls unter Reservoirbedingungen untersucht. Mehrere Lösungsmittel wurden bewertet, um sowohl Kondensat- als auch Wasserblockaden zu entfernen. Die experimentellen Ergebnisse zeigen, dass aufgrund von Kondensatblockaden Reduktionen der relativen Gasdurchlässigkeit von 70\% bis 95\% in Reservoirkernen beobachtet wurden. Die untersuchten Lösungsmittel erwiesen sich als wirksam zur Verbesserung der relativen Gasdurchlässigkeit. Diese Studie quantifizierte zudem die erforderlichen Methanol-Behandlungsvolumina zur Erhöhung der relativen Gasdurchlässigkeit unter Laborbedingungen, die auf Feldbedingungen extrapoliert werden können. Die Reduktion der relativen Gasdurchlässigkeit war während des Zweiphasenflusses in Anwesenheit von Wassersättigung aufgrund der doppelten Wirkung von Kondensat- und Wasserblockaden ausgeprägter. Methanol verdrängt retrogrades Kondensat und erhält die verbesserte relative Gasdurchlässigkeit weit in den Post-Behandlungsproduktionszeitraum hinein. Methanol-Wasser-Gemische erwiesen sich als unwirksam zur Entfernung von Kondensatblockaden und verringerten die Gasproduktivität nach ihrer Behandlung. Methanol erwies sich als wirksam zur Entfernung von Wasser aus den Kernen. Eine Mischung aus Isopropylalkohol und Methanol ergab ähnliche günstige Ergebnisse wie reines Methanol. Zusammenfassend waren alle evaluierten Lösungsmittel wirksam bei der Entfernung von Kondensatblockaden aus dem Kern, verzögerten die Kondensatanreicherung und verbesserten die Gasproduktivität.",
    url = "https://doi.org/10.2118/93210-ms",
    doi = "10.2118/93210-ms",
    openalex = "W2035483863"
}

Zusammenfassung Gasbohrungen in engen Reservoirs haben nach Bohrung und Fertigstellungsarbeiten eine geringe Gasförderbarkeit gezeigt. Dies wird teilweise auf das Eindringen von Fertigstellungsflüssigkeiten in die Nähe des Bohrlochs zurückgeführt. Diese Erhöhung der Flüssigkeitsgesättigung im Reservoir kann eine signifikante Rolle bei der Verstopfung von engem Gestein aufgrund hoher Kapillardruckkräfte und Dampfdruck spielen. Der Umfang dieser Studie war es, den Einfluss von Fertigstellungsflüssigkeiten auf die Gasproduktivität in karbonatischen und sandsteinigen Reservoirs zu untersuchen und die Machbarkeit der Verwendung verschiedener Lösungsmittel zur Entfernung und/oder Minimierung von Flüssigkeitsblockadeffekten zu bewerten. In dieser Studie wurden umfangreiche Kernflut-Experimente an karbonatischen und sandsteinigen Kernen durchgeführt, die aus Gasreservoirs in Saudi-Arabien gewonnen wurden, um den Verlust der relativen Gasdurchlässigkeit, der durch mehrere als Fertigstellungsflüssigkeiten verwendete Flüssigkeiten verursacht wurde, zu bewerten. Alkohole wurden ebenfalls als Lösungsmittel zur Entfernung oder Minimierung von Wasserblockaden bewertet. Die Grenzflächenspannung der Flüssigkeiten wurde unter Reservoirbedingungen mit der hängenden Tropfen-Methode gemessen. Die experimentellen Ergebnisse zeigten, dass die verwendeten Fertigstellungsflüssigkeiten (Salzlösungen, KCl, alkoholische Salzlösungen und Diesel) eine starke Reduzierung der Gasproduktivität verursachten. Die Reinigung dieser Flüssigkeiten erwies sich als ein sehr langsamer Prozess und ist eine Funktion der Kapillardruckkräfte. Reines Diesel verursachte einen stärkeren Rückgang des Gasproduktivitätsindex (PI) als Salzlösung, da es eine geringere Mobilität aufweist. Die verwendeten Lösungsmittel waren effektiv bei der Verdrängung der untersuchten Fertigstellungsflüssigkeiten und folglich bei der Wiederherstellung der Gasproduktivität. Das Mischen von Salzlösung mit Alkohol beschleunigt die Reinigung von eingeklemmten Flüssigkeiten.

@article{doi10211894256ms,
    author = "Al-Anazi, Hamoud und Okasha, Taha und Haas, Michael und Ginest, Noel und Al-Faifi, M. G.",
    title = "Impact of Completion Fluids on Productivity in Gas/Condensate Reservoirs",
    year = "2005",
    journal = "SPE Production Operations Symposium",
    abstract = "Zusammenfassung Gasbohrungen in engen Reservoirs haben nach Bohrung und Fertigstellungsarbeiten eine geringe Gasförderbarkeit gezeigt. Dies wird teilweise auf das Eindringen von Fertigstellungsflüssigkeiten in die Nähe des Bohrlochs zurückgeführt. Diese Erhöhung der Flüssigkeitsgesättigung im Reservoir kann eine signifikante Rolle bei der Verstopfung von engem Gestein aufgrund hoher Kapillardruckkräfte und Dampfdruck spielen. Der Umfang dieser Studie war es, den Einfluss von Fertigstellungsflüssigkeiten auf die Gasproduktivität in karbonatischen und sandsteinigen Reservoirs zu untersuchen und die Machbarkeit der Verwendung verschiedener Lösungsmittel zur Entfernung und/oder Minimierung von Flüssigkeitsblockadeffekten zu bewerten. In dieser Studie wurden umfangreiche Kernflut-Experimente an karbonatischen und sandsteinigen Kernen durchgeführt, die aus Gasreservoirs in Saudi-Arabien gewonnen wurden, um den Verlust der relativen Gasdurchlässigkeit, der durch mehrere als Fertigstellungsflüssigkeiten verwendete Flüssigkeiten verursacht wurde, zu bewerten. Alkohole wurden ebenfalls als Lösungsmittel zur Entfernung oder Minimierung von Wasserblockaden bewertet. Die Grenzflächenspannung der Flüssigkeiten wurde unter Reservoirbedingungen mit der hängenden Tropfen-Methode gemessen. Die experimentellen Ergebnisse zeigten, dass die verwendeten Fertigstellungsflüssigkeiten (Salzlösungen, KCl, alkoholische Salzlösungen und Diesel) eine starke Reduzierung der Gasproduktivität verursachten. Die Reinigung dieser Flüssigkeiten erwies sich als ein sehr langsamer Prozess und ist eine Funktion der Kapillardruckkräfte. Reines Diesel verursachte einen stärkeren Rückgang des Gasproduktivitätsindex (PI) als Salzlösung, da es eine geringere Mobilität aufweist. Die verwendeten Lösungsmittel waren effektiv bei der Verdrängung der untersuchten Fertigstellungsflüssigkeiten und folglich bei der Wiederherstellung der Gasproduktivität. Das Mischen von Salzlösung mit Alkohol beschleunigt die Reinigung von eingeklemmten Flüssigkeiten.",
    url = "https://doi.org/10.2118/94256-ms",
    doi = "10.2118/94256-ms",
    openalex = "W2054967725"
}

Zusammenfassung Gas-Kondensat-Reservoire erleiden erhebliche Produktivitätsverluste, wenn der Reservoirdruck unter den Taupunkt fällt, verursacht durch Kondensatanreicherung und die anschließende Verringerung der Gas-Relativpermeabilität. Eine mögliche Möglichkeit, dieses Problem zu lösen, besteht darin, die Benetzbarkeit des Reservoirs in Richtung Gas-benetzend zu verändern, um die Kondensatanreicherung in der Nähe des Bohrlochs zu reduzieren und eine hohe Produktivität aufrechtzuerhalten. Ziel dieser Studie war es, die Wirksamkeit verschiedener chemischer Behandlungen zur Änderung der Benetzbarkeit von Gas-Kondensat-Reservoiren von flüssig-benetzend zu intermediär gas-benetzend zu bewerten. Kernflut-Experimente wurden an karbonatischen und sandsteinigen Reservoirkernen sowie Berea-Kernen unter simulierten Reservoirbedingungen durchgeführt. In dieser Studie wurden verschiedene Chemikalien (Fluorchemikalien und Silane) getestet, um ihre Fähigkeit zur Entfernung des eingesperrten Kondensats aus den Kernen, zur Verbesserung der Gas-Relativpermeabilität und zur Verzögerung der Kondensatanreicherung zu bestimmen. Die Ergebnisse der Kernflut-Tests zeigten, dass die Wirksamkeit des fluorchemischen Tensids von der Behandlungsgröße, der Alterungszeit, der Kernpermeabilität und der Temperatur beeinflusst wird. Sandsteinkerne, die mit 1,25 Gew.-% Silanchemikalie behandelt wurden, zeigten Abstoßung gegenüber Flüssigkeiten (Wasser und Kondensat) und eine Verbesserung (bis zu 42 %) der Gas-Relativpermeabilität. Es wurde festgestellt, dass die Kernpermeabilität eine Rolle bei der Wirksamkeit von Benetzbarkeitsänderungsagentien spielt. Benetzbarkeitstests zeigten, dass der Kontaktwinkel auf behandelten Kernen 116° für Wasser und 114° für Kondensat beträgt, was eine Benetzbarkeitsänderung von flüssig zu intermediär gas-benetzend anzeigt. Eine Umwelt-Rasterelektronenmikroskopie (ESEM)-Analyse, die an Silan-behandelten Kernen durchgeführt wurde, lieferte einen schlüssigen Beweis für eine Benetzbarkeitsänderung auf der Porenskala.

@article{doi102118107493ms,
    author = "Al-Anazi, Hamoud und Xiao, J. J. und Aleidan, Ahmed und Buhidma, Ismail M. und Ahmed, Mahbub S. und Al-Faifi, Mohammad und Assiri, Wisam",
    title = "Gas Productivity Enhancement by Wettability Alteration of Gas-Condensate Reservoirs",
    year = "2007",
    abstract = "Zusammenfassung Gas-Kondensat-Reservoire erleiden erhebliche Produktivitätsverluste, wenn der Reservoirdruck unter den Taupunkt fällt, verursacht durch Kondensatanreicherung und die anschließende Verringerung der Gas-Relativpermeabilität. Eine mögliche Möglichkeit, dieses Problem zu lösen, besteht darin, die Benetzbarkeit des Reservoirs in Richtung Gas-benetzend zu verändern, um die Kondensatanreicherung in der Nähe des Bohrlochs zu reduzieren und eine hohe Produktivität aufrechtzuerhalten. Ziel dieser Studie war es, die Wirksamkeit verschiedener chemischer Behandlungen zur Änderung der Benetzbarkeit von Gas-Kondensat-Reservoiren von flüssig-benetzend zu intermediär gas-benetzend zu bewerten. Kernflut-Experimente wurden an karbonatischen und sandsteinigen Reservoirkernen sowie Berea-Kernen unter simulierten Reservoirbedingungen durchgeführt. In dieser Studie wurden verschiedene Chemikalien (Fluorchemikalien und Silane) getestet, um ihre Fähigkeit zur Entfernung des eingesperrten Kondensats aus den Kernen, zur Verbesserung der Gas-Relativpermeabilität und zur Verzögerung der Kondensatanreicherung zu bestimmen. Die Ergebnisse der Kernflut-Tests zeigten, dass die Wirksamkeit des fluorchemischen Tensids von der Behandlungsgröße, der Alterungszeit, der Kernpermeabilität und der Temperatur beeinflusst wird. Sandsteinkerne, die mit 1,25 Gew.-% Silanchemikalie behandelt wurden, zeigten Abstoßung gegenüber Flüssigkeiten (Wasser und Kondensat) und eine Verbesserung (bis zu 42 %) der Gas-Relativpermeabilität. Es wurde festgestellt, dass die Kernpermeabilität eine Rolle bei der Wirksamkeit von Benetzbarkeitsänderungsagentien spielt. Benetzbarkeitstests zeigten, dass der Kontaktwinkel auf behandelten Kernen 116° für Wasser und 114° für Kondensat beträgt, was eine Benetzbarkeitsänderung von flüssig zu intermediär gas-benetzend anzeigt. Eine Umwelt-Rasterelektronenmikroskopie (ESEM)-Analyse, die an Silan-behandelten Kernen durchgeführt wurde, lieferte einen schlüssigen Beweis für eine Benetzbarkeitsänderung auf der Porenskala.",
    url = "https://doi.org/10.2118/107493-ms",
    doi = "10.2118/107493-ms",
    openalex = "W2045121780",
    references = "doi10211822636pa"
}

Zusammenfassung Das komplexe Verhalten, das Gas-Kondensat-Reservoire aufgrund der Existenz eines Zweiphasensystems zeigen: Reservoirengas und flüssiger Kondensat sowie seine Implikationen plus die Natur der Heterogenitäten, ist das Thema des vorliegenden Artikels, der sich mit der Handhabung von Reservoirengineering-Konzepten befasst, die interpretiert werden müssen, so dass wir durch deren Kopplung mit der Drucktransientenanalyse unter Verwendung eines kompositionellen Simulators einige Muster erhalten können, die dazu führen, das Verständnis der Reservoirendynamik zu erleichtern. Große Flüssigkeitsvolumina werden in natürlich gefrachten Reservoiren (NFR) gespeichert. Die Simulation dieser Art von Ablagerungen stellt große Herausforderungen dar, nicht nur aus geomechanischer Sicht, sondern auch aus der thermodynamischen Modellierung der verschiedenen Phasen, die durch das Fraktursystem fließen. In dieser Arbeit präsentieren wir einen Versuch, eine Gas-Kondensat-Bildung zu modellieren, die die Implikationen der relativen Durchlässigkeiten beinhaltet, um ihre Wirkung auf das Strömungsverhalten zu beobachten, sobald der Druck schließlich unter den Taupunkt fällt, und die Wirkung der Kapillardzahl auf die Fluidströmungsphänomene in der Nähe des Bohrlochs. Die Interpretation des Drucktests wird durch die TDS-Technik durchgeführt.

@article{doi102118107721ms,
    author = "Escobar, Freddy Humberto und Garcia-Rocha, Humberto und Suaza, Ivan Mauricio und Cantillo, José Humberto",
    title = "Well Pressure Behavior for a Vertical Well in a Gas Condensate Naturally-Fractured Reservoir",
    year = "2007",
    abstract = "Zusammenfassung Das komplexe Verhalten, das Gas-Kondensat-Reservoire aufgrund der Existenz eines Zweiphasensystems zeigen: Reservoirengas und flüssiger Kondensat sowie seine Implikationen plus die Natur der Heterogenitäten, ist das Thema des vorliegenden Artikels, der sich mit der Handhabung von Reservoirengineering-Konzepten befasst, die interpretiert werden müssen, so dass wir durch deren Kopplung mit der Drucktransientenanalyse unter Verwendung eines kompositionellen Simulators einige Muster erhalten können, die dazu führen, das Verständnis der Reservoirendynamik zu erleichtern. Große Flüssigkeitsvolumina werden in natürlich gefrachten Reservoiren (NFR) gespeichert. Die Simulation dieser Art von Ablagerungen stellt große Herausforderungen dar, nicht nur aus geomechanischer Sicht, sondern auch aus der thermodynamischen Modellierung der verschiedenen Phasen, die durch das Fraktursystem fließen. In dieser Arbeit präsentieren wir einen Versuch, eine Gas-Kondensat-Bildung zu modellieren, die die Implikationen der relativen Durchlässigkeiten beinhaltet, um ihre Wirkung auf das Strömungsverhalten zu beobachten, sobald der Druck schließlich unter den Taupunkt fällt, und die Wirkung der Kapillardzahl auf die Fluidströmungsphänomene in der Nähe des Bohrlochs. Die Interpretation des Drucktests wird durch die TDS-Technik durchgeführt.",
    url = "https://doi.org/10.2118/107721-ms",
    doi = "10.2118/107721-ms",
    openalex = "W2087459851",
    references = "doi10211868668ms"
}

@inproceedings{alanazi2010effective,
    author = "Al-Anazi, Hamoud Ali und Baqawi, Ahmad und Aziz, Ahmad Azly Abdul und Kanaan, Adnan A.",
    title = "Effektive Strategien zur Entwicklung heterogener Gas-Kondensat-Karbonat-Reservoire (Russisch)",
    year = "2010",
    booktitle = "SPE Russian Oil and Gas Conference and Exhibition",
    url = "https://doi.org/10.2118/136399-ru",
    doi = "10.2118/136399-ru",
    openalex = "W4255996432"
}

Zusammenfassung Viele Gasbohrungen leiden unter einem Produktivitätsverlust aufgrund von Flüssigkeitsansammlungen in der Nähe des Bohrlochs. Chemische Stimulation kann als Gegenmaßnahme eingesetzt werden, indem die Benetzbarkeit in eine nicht-flüssige Benetzung geändert wird. Erfolgreiche Behandlungen verringern das Flüssigkeitsfängern, erhöhen die Fluidbeweglichkeit und verbessern die Förderfähigkeit des Bohrlochs. Dieser Artikel stellt die erste wirksame chemische Behandlung zur Minderung von Flüssigkeitsblockaden in karbonatischen Gasreservoiren vor. Es wurden Screening-Tests entwickelt, um schnell und effektiv geeignete Chemikalien aus einer großen Auswahl von Verbindungen zu identifizieren. Röntgenphotoelektronenspektroskopie (XPS)-Messungen und Tropf-Imbibitionstests mit Wasser und n-Decan erwiesen sich als notwendige, aber nicht ausreichende Indikatoren für die Wirksamkeit der Chemikalien und wurden als Screening-Tests verwendet. Ein integraler Bestandteil der Entwicklung der Behandlungslösung war die Auswahl eines Lösungsmittelgemisches, das in der Lage ist, das fluorierte Chemikalien an die Gesteinsoberfläche zu liefern. Die Behandlungslösung, ein Gemisch aus Chemikalien, die in Lösungsmitteln gelöst sind, muss in Gegenwart von sowohl Sole als auch Kondensat stabil sein, damit sie nicht ausfällt und die Permeabilität des Gesteins nicht verringert. Wir ermittelten gemessene relative Permeabilitätswerte in Texas Cream Limestone (TCL)-Kernen aus Hochdruck/Hochtemperatur (HP/HT)-Kernflood-Experimenten vor und nach der Behandlung. Die Messungen wurden mit einer Pseudostationärzustandsmethode mit einem synthetischen Gas/Kondensat-Gemisch durchgeführt. Um die Haltbarkeit der Behandlung zu verbessern, wird ein spezielles Amin-Grundierung eingeführt. Die Gas-Relative Permeabilität erhöhte sich beträchtlich (ungefähr 80%) nach der Behandlung im Vergleich zu der vor der Behandlung. Diese Erhöhung blieb beträchtlich, größer als 60% nach der Injektion von mehr als 1.000 Porenvolumina (PV) eines Gas/Kondensat-Gemisches. Wir fanden eine noch größere Erhöhung der Gas-Relative Permeabilität während der instationären Verdrängung von Wasser durch Methan. Die Verbesserung blieb bestehen nach der Injektion von 20 PV Sole und Erhöhung der Temperatur im behandelten Kern von 175 auf 275°F. Die in dieser Forschung entwickelte chemische Behandlung kann angewendet werden, um die Förderfähigkeit von sowohl Gas als auch Kondensat im Feld zu erhöhen, sofern sie richtig konzipiert wird, indem Schlüsselparameter wie Reservoirdruck und Temperatur, Sole-Salinität und initiale Wassersättigung berücksichtigt werden.

@article{doi102118133591pa,
    author = "Ahmadi, Mohabbat und Sharma, Mukul und Pope, G. A. und Torres, D. E. und McCulley, C. A. und Linnemeyer, Harry",
    title = "Chemical Treatment To Mitigate Condensate and Water Blocking in Gas Wells in Carbonate Reservoirs",
    year = "2010",
    journal = "SPE Production \& Operations",
    abstract = "Zusammenfassung Viele Gasbohrungen leiden unter einem Produktivitätsverlust aufgrund von Flüssigkeitsansammlungen in der Nähe des Bohrlochs. Chemische Stimulation kann als Gegenmaßnahme eingesetzt werden, indem die Benetzbarkeit in eine nicht-flüssige Benetzung geändert wird. Erfolgreiche Behandlungen verringern das Flüssigkeitsfängern, erhöhen die Fluidbeweglichkeit und verbessern die Förderfähigkeit des Bohrlochs. Dieser Artikel stellt die erste wirksame chemische Behandlung zur Minderung von Flüssigkeitsblockaden in karbonatischen Gasreservoiren vor. Es wurden Screening-Tests entwickelt, um schnell und effektiv geeignete Chemikalien aus einer großen Auswahl von Verbindungen zu identifizieren. Röntgenphotoelektronenspektroskopie (XPS)-Messungen und Tropf-Imbibitionstests mit Wasser und n-Decan erwiesen sich als notwendige, aber nicht ausreichende Indikatoren für die Wirksamkeit der Chemikalien und wurden als Screening-Tests verwendet. Ein integraler Bestandteil der Entwicklung der Behandlungslösung war die Auswahl eines Lösungsmittelgemisches, das in der Lage ist, das fluorierte Chemikalien an die Gesteinsoberfläche zu liefern. Die Behandlungslösung, ein Gemisch aus Chemikalien, die in Lösungsmitteln gelöst sind, muss in Gegenwart von sowohl Sole als auch Kondensat stabil sein, damit sie nicht ausfällt und die Permeabilität des Gesteins nicht verringert. Wir ermittelten gemessene relative Permeabilitätswerte in Texas Cream Limestone (TCL)-Kernen aus Hochdruck/Hochtemperatur (HP/HT)-Kernflood-Experimenten vor und nach der Behandlung. Die Messungen wurden mit einer Pseudostationärzustandsmethode mit einem synthetischen Gas/Kondensat-Gemisch durchgeführt. Um die Haltbarkeit der Behandlung zu verbessern, wird ein spezielles Amin-Grundierung eingeführt. Die Gas-Relative Permeabilität erhöhte sich beträchtlich (ungefähr 80%) nach der Behandlung im Vergleich zu der vor der Behandlung. Diese Erhöhung blieb beträchtlich, größer als 60% nach der Injektion von mehr als 1.000 Porenvolumina (PV) eines Gas/Kondensat-Gemisches. Wir fanden eine noch größere Erhöhung der Gas-Relative Permeabilität während der instationären Verdrängung von Wasser durch Methan. Die Verbesserung blieb bestehen nach der Injektion von 20 PV Sole und Erhöhung der Temperatur im behandelten Kern von 175 auf 275°F. Die in dieser Forschung entwickelte chemische Behandlung kann angewendet werden, um die Förderfähigkeit von sowohl Gas als auch Kondensat im Feld zu erhöhen, sofern sie richtig konzipiert wird, indem Schlüsselparameter wie Reservoirdruck und Temperatur, Sole-Salinität und initiale Wassersättigung berücksichtigt werden.",
    url = "https://doi.org/10.2118/133591-pa",
    doi = "10.2118/133591-pa",
    openalex = "W1992767771"
}

Zusammenfassung Khuff-B und Khuff-C sind die beiden karbonatischen Reservoirs im SA-1-Feld, die 1980 durch das Bohren des Erkundungsbohrlochs SA-A entdeckt wurden. Die Produktion aus Khuff-B begann im Dezember 1983, als ein zweites Bohrloch gebohrt wurde und beide in Betrieb genommen wurden. Die Entwicklung von Khuff-B war bis vor zwei Jahren minimal, und nur neun eigenständige Bohrloch wurden damals ausschließlich in diesem Reservoir fertiggestellt. Drei dieser neun Bohrloch waren tatsächlich mit der Gaskraftwerk verbunden. Wenige andere Bohrloch waren kombinierte Khuff-B/Khuff-C-Produzenten. Bei den gemeinsam produzierenden Bohrloch ist der Beitrag von Khuff-B nur in Bereichen signifikant, in denen Khuff-C von relativ schlechterer Qualität ist. Die dominante Produktion stammt im Allgemeinen aus dem Khuff-C-Reservoir. Ein großes Gebiet liegt derzeit innerhalb der Grenzen des Khuff-B-Reservoirs mit nur wenigen produzierenden Bohrloch. Die Entwicklung dieses großen Gebiets ist erforderlich, um den gestiegenen Gasbedarf zu decken. Eine genaue Bewertung von Khuff-B, um das Reservoirpotenzial und die Förderfähigkeit zu ermitteln, ist von größter Bedeutung. Dieser Artikel bewertet das Khuff-B-Reservoir im SA-1-Feld und schlägt einen optimalen Entwicklungsplan vor, um seine Reserven effektiv zu erschöpfen. Basierend auf detaillierten Analysen wurde das Khuff-B-Gebiet in drei Regionen unterteilt, nämlich AREA-1, AREA-2 und AREA-3: Das gute, moderate und herausfordernde niedrige Qualität, enge Reservoir. Die durchschnittlichen Produktionsraten aus diesen Bereichen variieren zwischen 5 und 50 MMSCFD. Der optimale Bohrplan im Bereich niedriger Qualität und niedriger Produktivität besteht darin, die produktive Schicht durch ein genehrtes Pilotloch zu identifizieren, gefolgt vom Bohren eines erweiterten seitlichen Bohrlochs, um den maximalen Reservoirkontakt zu erreichen. Ein zweites seitliches Bohrloch kann auch in besonderen Fällen gebohrt werden, wenn im Pilotloch mehr als eine entwickelte Schicht angetroffen wird. Dieser Entwicklungsansatz ermöglicht es auch, das Produktionsseitliche Bohrloch weit über dem Gas-Wasser-Kontakt zu platzieren, um zukünftige Wasserproduktion oder -eintritt zu vermeiden. Die Strategie ist vielversprechend, wurde bereits im Feld umgesetzt, und die Ergebnisse haben eine hohe, wasserfreie Gasrate aus dem Khuff-B-Intervall bestätigt.

@article{doi102118136953ms,
    author = "Rahim, Zillur und Al-Anazi, Hamoud und Al-Kanaan, Adnan und Aziz, Azly Abdul",
    title = "Erfolgreiche Erschließung des Khuff-B-Niedrigpermeabilitäts-Gas-Kondensat-Reservoirs durch optimierte Entwicklungsstrategie",
    year = "2010",
    abstract = "Zusammenfassung Khuff-B und Khuff-C sind die beiden karbonatischen Reservoirs im SA-1-Feld, die 1980 durch das Bohren des Erkundungsbohrlochs SA-A entdeckt wurden. Die Produktion aus Khuff-B begann im Dezember 1983, als ein zweites Bohrloch gebohrt wurde und beide in Betrieb genommen wurden. Die Entwicklung von Khuff-B war bis vor zwei Jahren minimal, und nur neun eigenständige Bohrloch wurden damals ausschließlich in diesem Reservoir fertiggestellt. Drei dieser neun Bohrloch waren tatsächlich mit der Gaskraftwerk verbunden. Wenige andere Bohrloch waren kombinierte Khuff-B/Khuff-C-Produzenten. Bei den gemeinsam produzierenden Bohrloch ist der Beitrag von Khuff-B nur in Bereichen signifikant, in denen Khuff-C von relativ schlechterer Qualität ist. Die dominante Produktion stammt im Allgemeinen aus dem Khuff-C-Reservoir. Ein großes Gebiet liegt derzeit innerhalb der Grenzen des Khuff-B-Reservoirs mit nur wenigen produzierenden Bohrloch. Die Entwicklung dieses großen Gebiets ist erforderlich, um den gestiegenen Gasbedarf zu decken. Eine genaue Bewertung von Khuff-B, um das Reservoirpotenzial und die Förderfähigkeit zu ermitteln, ist von größter Bedeutung. Dieser Artikel bewertet das Khuff-B-Reservoir im SA-1-Feld und schlägt einen optimalen Entwicklungsplan vor, um seine Reserven effektiv zu erschöpfen. Basierend auf detaillierten Analysen wurde das Khuff-B-Gebiet in drei Regionen unterteilt, nämlich AREA-1, AREA-2 und AREA-3: Das gute, moderate und herausfordernde niedrige Qualität, enge Reservoir. Die durchschnittlichen Produktionsraten aus diesen Bereichen variieren zwischen 5 und 50 MMSCFD. Der optimale Bohrplan im Bereich niedriger Qualität und niedriger Produktivität besteht darin, die produktive Schicht durch ein genehrtes Pilotloch zu identifizieren, gefolgt vom Bohren eines erweiterten seitlichen Bohrlochs, um den maximalen Reservoirkontakt zu erreichen. Ein zweites seitliches Bohrloch kann auch in besonderen Fällen gebohrt werden, wenn im Pilotloch mehr als eine entwickelte Schicht angetroffen wird. Dieser Entwicklungsansatz ermöglicht es auch, das Produktionsseitliche Bohrloch weit über dem Gas-Wasser-Kontakt zu platzieren, um zukünftige Wasserproduktion oder -eintritt zu vermeiden. Die Strategie ist vielversprechend, wurde bereits im Feld umgesetzt, und die Ergebnisse haben eine hohe, wasserfreie Gasrate aus dem Khuff-B-Intervall bestätigt.",
    url = "https://doi.org/10.2118/136953-ms",
    doi = "10.2118/136953-ms",
    openalex = "W1988074922"
}

Das Kondensat-zu-Gas-Verhältnis (CGR) spielt eine wichtige Rolle bei der Bewertung des Absatzpotenzials sowohl von Gas als auch von Flüssigkeit, beim Entwurf erforderlicher Oberflächenverarbeitungsanlagen, bei der Charakterisierung von Reservoiren und bei der Modellierung von Gas-Kondensat-Reservoiren. Feldarbeiten und Laborbestimmungen des CGR sind sowohl zeitaufwändig als auch ressourcenintensiv. Die Entwicklung einer schnellen und kostengünstigen Technik zur genauen Schätzung des CGR ist von großem Interesse. In diesem Artikel wird ein intelligentes Modell vorgeschlagen, das auf einem feed-forward-künstlichen neuronalen Netzwerk (ANN) basiert, das durch die Partikel-Schwarm-Optimierung (PSO)-Technik optimiert wurde. Das PSO-ANN-Modell wurde unter Verwendung experimenteller Daten und einiger in der Literatur verfügbarer PVT-Daten bewertet. Die Modellvorhersagen wurden mit Felddaten, experimentellen Daten und dem CGR verglichen, das aus einer empirischen Korrelation gewonnen wurde. Zwischen den vorhergesagten CGR-Werten und den experimentellen sowie Felddaten wurde eine gute Übereinstimmung beobachtet. Die Ergebnisse dieser Studie zeigen, dass das Molekulargewicht der Mischung unter den für PSO-ANN ausgewählten Eingabeparametern den größten Einfluss auf den CGR-Wert hat, und das PSO-ANN ist überlegen gegenüber konventionellen neuronalen Netzwerken und empirischen Korrelationen. Das entwickelte Modell hat die Fähigkeit, das CGR mit hoher Präzision in einem weiten Bereich thermodynamischer Bedingungen vorherzusagen. Das vorgeschlagene Modell kann als zuverlässiges Werkzeug für eine schnelle und kostengünstige, aber effektive Bewertung des CGR dienen, wenn keine ausreichenden experimentellen oder Felddaten verfügbar sind.

@article{doi101021ef300443j,
    author = "Zendehboudi, Sohrab und Ahmadi, Mohammad Ali und James, Lesley und Chatzis, Ioannis",
    title = "Vorhersage des Kondensat-zu-Gas-Verhältnisses für retrograde Gas-Kondensat-Reservoire unter Verwendung eines künstlichen neuronalen Netzwerks mit Partikel-Schwarm-Optimierung",
    year = "2012",
    journal = "Energy \& Fuels",
    abstract = "Das Kondensat-zu-Gas-Verhältnis (CGR) spielt eine wichtige Rolle bei der Bewertung des Absatzpotenzials sowohl von Gas als auch von Flüssigkeit, beim Entwurf erforderlicher Oberflächenverarbeitungsanlagen, bei der Charakterisierung von Reservoiren und bei der Modellierung von Gas-Kondensat-Reservoiren. Feldarbeiten und Laborbestimmungen des CGR sind sowohl zeitaufwändig als auch ressourcenintensiv. Die Entwicklung einer schnellen und kostengünstigen Technik zur genauen Schätzung des CGR ist von großem Interesse. In diesem Artikel wird ein intelligentes Modell vorgeschlagen, das auf einem feed-forward-künstlichen neuronalen Netzwerk (ANN) basiert, das durch die Partikel-Schwarm-Optimierung (PSO)-Technik optimiert wurde. Das PSO-ANN-Modell wurde unter Verwendung experimenteller Daten und einiger in der Literatur verfügbarer PVT-Daten bewertet. Die Modellvorhersagen wurden mit Felddaten, experimentellen Daten und dem CGR verglichen, das aus einer empirischen Korrelation gewonnen wurde. Zwischen den vorhergesagten CGR-Werten und den experimentellen sowie Felddaten wurde eine gute Übereinstimmung beobachtet. Die Ergebnisse dieser Studie zeigen, dass das Molekulargewicht der Mischung unter den für PSO-ANN ausgewählten Eingabeparametern den größten Einfluss auf den CGR-Wert hat, und das PSO-ANN ist überlegen gegenüber konventionellen neuronalen Netzwerken und empirischen Korrelationen. Das entwickelte Modell hat die Fähigkeit, das CGR mit hoher Präzision in einem weiten Bereich thermodynamischer Bedingungen vorherzusagen. Das vorgeschlagene Modell kann als zuverlässiges Werkzeug für eine schnelle und kostengünstige, aber effektive Bewertung des CGR dienen, wenn keine ausreichenden experimentellen oder Felddaten verfügbar sind.",
    url = "https://doi.org/10.1021/ef300443j",
    doi = "10.1021/ef300443j",
    openalex = "W2331880329",
    references = "doi10211862930ms"
}

Zusammenfassung Heterogenität und Enge karbonater retrograder Reservoirs stellen die Hauptherausforderungen dar, um die Produktivität von Gasbohrungen aufrechtzuerhalten. Der Grad der Heterogenität variiert über das Feld und innerhalb der Bohrloch-Drainagebereiche, wobei die Permeabilität von wenigen Millidarcy auf weniger als 0,2 md abnimmt. Umfassende Studien wurden durchgeführt, um diese engen Reservoirs zu erschließen; sie konzentrierten sich nicht nur auf die Bohrlochleistung, sondern erstreckten sich auch darauf, die Gasproduktivität durch praktische Anwendungen von Technologien zu steigern und zu erhalten. Das Hauptziel dieser Arbeit ist es, die Leistung der Mehrstufigen Frakturierung (MSF) in horizontalen Bohrungen zu bewerten, die konventionell gebohrt wurden und die Erwartungen an die Gasförderfähigkeit nicht erfüllten. Diese Arbeit liefert eine detaillierte Analyse der Bohrlochleistungen, Erschließungsansätze sowie erfolgreicher Implementierungen und optimaler Fälle zur Nutzung neuer Fertigstellungstechnologien wie der horizontalen Mehrstufigen Frakturierung, um Gasbohrungen mit geringer Produktion aufgrund der Reservoir-Enge wiederzubeleben. Die Ausrichtung der horizontalen Bohrung relativ zu den Spannungsrichtungen spielt eine entscheidende Rolle für den Erfolg und die Wirksamkeit der Frakturierung bei der Steigerung und Aufrechterhaltung der Produktivität. Mehrere Bohrungen wurden in engen Reservoirs durchgeführt, konnten aber das Zielgasvolumen nicht erreichen oder aufrechterhalten. Kürzlich wurden zwei Bohrungen geometrisch seitlich abgebohrt, wobei die Entwicklungsintervalle basierend auf Aufzeichnungen des ursprünglichen Bohrlochs gezielt wurden und mit MSF in Richtung der minimalen Spannungsrichtung fertiggestellt wurden. Offene Bohrloch-Aufzeichnungen zeigten eine niedrige Porositätsentwicklung, die der der vertikalen Bohrungen ähnlich war. Nach Durchführung einer mehrstufigen Frakturierung produzierten jedoch beide Bohrungen ein nachhaltiges Volumen von mehr als 25 MMSCFD, was den Anschluss an Gasanlagen erforderlich machte. Die Platzierung dieser seitlichen Bohrungen in Richtung der minimalen Spannungsrichtung half, transversale Risse zu erzeugen, die zu „sweet spots" führen und die Gasproduktion aufrechterhalten. Diese Arbeit bietet umfassende Leitlinien zur Auswahl optimaler Kandidaten für MSF basierend auf der Reservoir-Heterogenität sowie zur richtigen Planung und Durchführung der Frakturierung. Sie behandelt zudem verschiedene Komponenten, die zum Erfolg beider Bohrungen beitrugen, wie Reservoirentwicklung, Vorplanung von Bohrlochreparaturen, geomechanische Studien, Bohrbetrieb und Echtzeitsupport, Optimierung der Fertigstellungsoperationen und Best Practices sowie die Leistungsbewertung anderer Produzenten im Feld. Die Arbeit enthält zudem wesentliche Empfehlungen für die Entwicklung von engen Gasreservoirs.

@article{doi102118161664ms,
    author = "Al-Anazi, Hamoud and Abdulbaqi, Dana M. and Habbtar, Ali and Al-Kanaan, Adnan",
    title = "Successful Implementation of Horizontal Multi-Stage Fracturing Enhanced Gas Production in Heterogeneous \& Tight Gas-Condensate Reservoirs: Case Studies",
    year = "2012",
    journal = "Abu Dhabi International Petroleum Conference and Exhibition",
    abstract = "Zusammenfassung Heterogenität und Enge karbonater retrograder Reservoirs stellen die Hauptherausforderungen dar, um die Produktivität von Gasbohrungen aufrechtzuerhalten. Der Grad der Heterogenität variiert über das Feld und innerhalb der Bohrloch-Drainagebereiche, wobei die Permeabilität von wenigen Millidarcy auf weniger als 0,2 md abnimmt. Umfassende Studien wurden durchgeführt, um diese engen Reservoirs zu erschließen; sie konzentrierten sich nicht nur auf die Bohrlochleistung, sondern erstreckten sich auch darauf, die Gasproduktivität durch praktische Anwendungen von Technologien zu steigern und zu erhalten. Das Hauptziel dieser Arbeit ist es, die Leistung der Mehrstufigen Frakturierung (MSF) in horizontalen Bohrungen zu bewerten, die konventionell gebohrt wurden und die Erwartungen an die Gasförderfähigkeit nicht erfüllten. Diese Arbeit liefert eine detaillierte Analyse der Bohrlochleistungen, Erschließungsansätze sowie erfolgreicher Implementierungen und optimaler Fälle zur Nutzung neuer Fertigstellungstechnologien wie der horizontalen Mehrstufigen Frakturierung, um Gasbohrungen mit geringer Produktion aufgrund der Reservoir-Enge wiederzubeleben. Die Ausrichtung der horizontalen Bohrung relativ zu den Spannungsrichtungen spielt eine entscheidende Rolle für den Erfolg und die Wirksamkeit der Frakturierung bei der Steigerung und Aufrechterhaltung der Produktivität. Mehrere Bohrungen wurden in engen Reservoirs durchgeführt, konnten aber das Zielgasvolumen nicht erreichen oder aufrechterhalten. Kürzlich wurden zwei Bohrungen geometrisch seitlich abgebohrt, wobei die Entwicklungsintervalle basierend auf Aufzeichnungen des ursprünglichen Bohrlochs gezielt wurden und mit MSF in Richtung der minimalen Spannungsrichtung fertiggestellt wurden. Offene Bohrloch-Aufzeichnungen zeigten eine niedrige Porositätsentwicklung, die der der vertikalen Bohrungen ähnlich war. Nach Durchführung einer mehrstufigen Frakturierung produzierten jedoch beide Bohrungen ein nachhaltiges Volumen von mehr als 25 MMSCFD, was den Anschluss an Gasanlagen erforderlich machte. Die Platzierung dieser seitlichen Bohrungen in Richtung der minimalen Spannungsrichtung half, transversale Risse zu erzeugen, die zu „sweet spots" führen und die Gasproduktion aufrechterhalten. Diese Arbeit bietet umfassende Leitlinien zur Auswahl optimaler Kandidaten für MSF basierend auf der Reservoir-Heterogenität sowie zur richtigen Planung und Durchführung der Frakturierung. Sie behandelt zudem verschiedene Komponenten, die zum Erfolg beider Bohrungen beitrugen, wie Reservoirentwicklung, Vorplanung von Bohrlochreparaturen, geomechanische Studien, Bohrbetrieb und Echtzeitsupport, Optimierung der Fertigstellungsoperationen und Best Practices sowie die Leistungsbewertung anderer Produzenten im Feld. Die Arbeit enthält zudem wesentliche Empfehlungen für die Entwicklung von engen Gasreservoirs.",
    url = "https://doi.org/10.2118/161664-ms",
    doi = "10.2118/161664-ms",
    openalex = "W2008011200",
    references = "alanazi2010effective, doi101306061609012, doi102118102262ms, doi102118107493ms, doi102118133591pa, doi102118136953ms, doi102118160848ms, doi10211884258ms, doi10211893210ms, doi10211894256ms, doi102523107493ms"
}

Zusammenfassung Retrograde Gas-Kondensat-Systeme sind komplexe Systeme aufgrund der einzigartigen Zusammensetzungsänderungen, die eintreten, wenn der Reservoirdruck verringert wird. Die korrekte Auswahl des Zustandsgleichungsmodells (EOS) ist für eine angemessene Fluidcharakterisierung notwendig, damit das PVT-Verhalten im Simulationsmodell eine gute Darstellung des Reservoirfluids darstellt. Hochwertige und genaue PVT-Daten können die Unsicherheit bei den Reservoirfluid-Eigenschaften verringern und den Rahmen für die Reservoir-Ingenieurmodellierung schaffen, während sie die technische Arbeit verbessern, auf der Investitionsentscheidungen basieren. Um zuverlässige PVT-Daten für eine effektive Reservoirmodellierung zu erhalten, sind folgende Schritte unerlässlich: Beschaffung ausreichender Volumina repräsentativer Reservoirfluid-Proben. Sorgfältige Prüfung und Überwachung aller Feld- und Laborversuche, um Genauigkeit, Konsistenz und Gültigkeit der resultierenden PVT-Analysergebnisse sicherzustellen. Ergebnisse aus den PVT-Versuchen werden in PVT-Software importiert, um eine Validierung durchzuführen, um eine gute Übereinstimmung zwischen simulierten und experimentellen Daten sicherzustellen. Dieser Prozess erzeugt das Zustandsgleichungsmodell, das für die Massenbilanz und andere Simulationsstudien für Gas-Kondensat-Reservoire erforderlich ist. Der Massenbilanztest ist eine der Methoden, die verwendet werden können, um Labor-PVT-Daten zu validieren. Es ist ein strenger Test zur Bewertung der Zusammensetzungskonsistenz zwischen der Zulaufzusammensetzung, der Separator-Dampf- und Flüssigkeitszusammensetzung. Weitere Mittel zur Validierung von Labor-PVT-Daten umfassen Massenbilanzdiagramme, Hoffman-Diagramme, CVD/CCE-Vergleichsdiagramme und Campbell-Diagramme. Diese Diagramme dienen als Methoden zur Datenqualitätsbewertung vor ihrer Verwendung für die EOS-Charakterisierung. PVT-Validierungsprüfungen helfen, den wahren Inhalt des Fluids als reiche oder arme Gas-Kondensat zu bestätigen und auch das Gas-Öl-Verhältnis des Systems zu bestätigen. Ungenaue PVT-Daten können irreführende Informationen liefern, die zu einer falschen Bewertung des im Reservoir befindlichen Kohlenwasserstoffs führen könnten. Wenn diese Methoden jedoch korrekt angewendet werden, können sie zu erheblichen Einsparungen für das Unternehmen führen, da genaue Ergebnisse aus Reservoirsimulationsmodellen gewonnen werden, die Optimierungsanstrengungen unterstützen und die inkrementelle Förderung erreichen können.

@article{doi102118172359ms,
    author = "Akpabio, Julius U. and Udofia, Emmanuel and Ogbu, Michael",
    title = "PVT Fluid Characterization and Consistency Check for Retrograde Condensate Reservoir Modeling",
    year = "2014",
    journal = "SPE Nigeria Annual International Conference and Exhibition",
    abstract = "Zusammenfassung Retrograde Gas-Kondensat-Systeme sind komplexe Systeme aufgrund der einzigartigen Zusammensetzungsänderungen, die eintreten, wenn der Reservoirdruck verringert wird. Die korrekte Auswahl des Zustandsgleichungsmodells (EOS) ist für eine angemessene Fluidcharakterisierung notwendig, damit das PVT-Verhalten im Simulationsmodell eine gute Darstellung des Reservoirfluids darstellt. Hochwertige und genaue PVT-Daten können die Unsicherheit bei den Reservoirfluid-Eigenschaften verringern und den Rahmen für die Reservoir-Ingenieurmodellierung schaffen, während sie die technische Arbeit verbessern, auf der Investitionsentscheidungen basieren. Um zuverlässige PVT-Daten für eine effektive Reservoirmodellierung zu erhalten, sind folgende Schritte unerlässlich: Beschaffung ausreichender Volumina repräsentativer Reservoirfluid-Proben. Sorgfältige Prüfung und Überwachung aller Feld- und Laborversuche, um Genauigkeit, Konsistenz und Gültigkeit der resultierenden PVT-Analysergebnisse sicherzustellen. Ergebnisse aus den PVT-Versuchen werden in PVT-Software importiert, um eine Validierung durchzuführen, um eine gute Übereinstimmung zwischen simulierten und experimentellen Daten sicherzustellen. Dieser Prozess erzeugt das Zustandsgleichungsmodell, das für die Massenbilanz und andere Simulationsstudien für Gas-Kondensat-Reservoire erforderlich ist. Der Massenbilanztest ist eine der Methoden, die verwendet werden können, um Labor-PVT-Daten zu validieren. Es ist ein strenger Test zur Bewertung der Zusammensetzungskonsistenz zwischen der Zulaufzusammensetzung, der Separator-Dampf- und Flüssigkeitszusammensetzung. Weitere Mittel zur Validierung von Labor-PVT-Daten umfassen Massenbilanzdiagramme, Hoffman-Diagramme, CVD/CCE-Vergleichsdiagramme und Campbell-Diagramme. Diese Diagramme dienen als Methoden zur Datenqualitätsbewertung vor ihrer Verwendung für die EOS-Charakterisierung. PVT-Validierungsprüfungen helfen, den wahren Inhalt des Fluids als reiche oder arme Gas-Kondensat zu bestätigen und auch das Gas-Öl-Verhältnis des Systems zu bestätigen. Ungenaue PVT-Daten können irreführende Informationen liefern, die zu einer falschen Bewertung des im Reservoir befindlichen Kohlenwasserstoffs führen könnten. Wenn diese Methoden jedoch korrekt angewendet werden, können sie zu erheblichen Einsparungen für das Unternehmen führen, da genaue Ergebnisse aus Reservoirsimulationsmodellen gewonnen werden, die Optimierungsanstrengungen unterstützen und die inkrementelle Förderung erreichen können.",
    url = "https://doi.org/10.2118/172359-ms",
    doi = "10.2118/172359-ms",
    openalex = "W2082418539",
    references = "doi10211868668ms"
}

Die gekoppelte Strömung von Gas und Kondensat auf der Porenskala wird als Hauptmechanismus für die Kondensatproduktion in Reservoiren mit geringer Grenzflächenspannung (IFT) angesehen. Während die Kopplung die Kondensatströmung aufgrund des Transports von Kondensatlinsen durch das Gas verbessert, reduziert sie die Gasdurchlässigkeit drastisch, indem sie Kapillardruck gegen die Gasströmung einführt. In dieser Studie wird ein dynamischer Benetzungsansatz verwendet, um die Auswirkungen von Viskositätswiderstand, IFT und Disjoining-Druck auf die Porenskala-Kopplung von Gas und Kondensat zu untersuchen. Der Disjoining-Druck entsteht aus van-der-Waals-Wechselwirkungen zwischen Gas und Feststoff durch dünne Flüssigkeitsfilme, z. B. Kondensatfilme auf Porenwänden. Niedrige IFT-Werte und kleine Porendurchmesser, wie sie in vielen Gas-Kondensat-Reservoiren vorkommen, führen zur Bedeutung des Disjoining-Drucks. Berechnungen zeigen, dass der Disjoining-Druck die Gas-Kondensat-Kopplung auf höhere Kondensatflussanteile hinauszögert – von etwa 0,08 bei fehlendem Disjoining-Effekt auf mehr als 0,16 bei starkem Disjoining-Effekt. Die Ergebnisse deuten auch darauf hin, dass ein starker Disjoining-Effekt nach der Kopplung zu einer höheren relativen Gasdurchlässigkeit führt. Schließlich wird der positive Raten-Effekt auf die Gasdurchlässigkeit nur beobachtet, wenn Disjoining-Effekte schwach sind.

@article{mohammadikhanaposhtani2014disjoining,
    author = "Mohammadi-Khanaposhtani, Mohammad und Bahramian, Alireza und Pourafshary, Peyman",
    title = "Disjoining Pressure und Gas-Kondensat-Kopplung in Gas-Kondensat-Reservoiren",
    year = "2014",
    journal = "Journal of Energy Resources Technology",
    abstract = "Die gekoppelte Strömung von Gas und Kondensat auf der Porenskala wird als Hauptmechanismus für die Kondensatproduktion in Reservoiren mit geringer Grenzflächenspannung (IFT) angesehen. Während die Kopplung die Kondensatströmung aufgrund des Transports von Kondensatlinsen durch das Gas verbessert, reduziert sie die Gasdurchlässigkeit drastisch, indem sie Kapillardruck gegen die Gasströmung einführt. In dieser Studie wird ein dynamischer Benetzungsansatz verwendet, um die Auswirkungen von Viskositätswiderstand, IFT und Disjoining-Druck auf die Porenskala-Kopplung von Gas und Kondensat zu untersuchen. Der Disjoining-Druck entsteht aus van-der-Waals-Wechselwirkungen zwischen Gas und Feststoff durch dünne Flüssigkeitsfilme, z. B. Kondensatfilme auf Porenwänden. Niedrige IFT-Werte und kleine Porendurchmesser, wie sie in vielen Gas-Kondensat-Reservoiren vorkommen, führen zur Bedeutung des Disjoining-Drucks. Berechnungen zeigen, dass der Disjoining-Druck die Gas-Kondensat-Kopplung auf höhere Kondensatflussanteile hinauszögert – von etwa 0,08 bei fehlendem Disjoining-Effekt auf mehr als 0,16 bei starkem Disjoining-Effekt. Die Ergebnisse deuten auch darauf hin, dass ein starker Disjoining-Effekt nach der Kopplung zu einer höheren relativen Gasdurchlässigkeit führt. Schließlich wird der positive Raten-Effekt auf die Gasdurchlässigkeit nur beobachtet, wenn Disjoining-Effekte schwach sind.",
    url = "https://doi.org/10.1115/1.4027851",
    doi = "10.1115/1.4027851",
    number = "4",
    openalex = "W2090322008",
    volume = "136",
    references = "doi101016002197979090248m, doi101016b9780080363646500314, doi101016s030193220200037x, doi101017s0022112061000160, doi101017s0022112083002451, doi101017s0022112090002774, doi101023a1006645515791, doi1010631857530, doi10211831065pa, doi10211856014pa"
}

@inproceedings{abdullatif2015optimising,
    author = "Abdul-Latif, Benson Lamidi und Kwesi, Dziwornu Christian und Ernest, Adaze und Fahd, King",
    title = "Optimising Spacing of Horizontal Wells in Gas and Gas-Condensate Reservoirs (Russisch)",
    year = "2015",
    booktitle = "SPE Russian Petroleum Technology Conference",
    url = "https://doi.org/10.2118/176586-ru",
    doi = "10.2118/176586-ru",
    openalex = "W4239982112",
    references = "doi10211854627ms"
}

Zusammenfassung Die horizontale Open Hole mehrstufige Fracturing (OHMSF)-Fertigstellung ist die bevorzugte Fertigstellung zur Entwicklung von engen und heterogenen karbonatischen Reservoirs. Produktionsdatenanalysen und Drucktransiententests werden systematisch und routinemäßig an diesen Bohrungen durchgeführt, um die Bohrungsproduktivitätsindizes zu bestimmen und wichtige Reservoir- und Rissparameter zu bewerten. Die OHMSF-Fertigstellungen wurden seit 2009 implementiert und haben im Vergleich zu anderen Fertigstellungen und Stimulationsstrategien wie vertikalen Bohrungen mit einzelner oder mehrstufiger Fracturing und Open Hole mehrseitigen Bohrungen mit maximalen Reservoirkontakten bemerkenswerte Ergebnisse gezeigt. Dieser Artikel präsentiert die Modellierung und Interpretation der Produktions- und tatsächlichen Drucktransientenreaktionen von horizontalen OHMSF-Bohrungen, die sowohl in Richtung der minimalen horizontalen Spannung (σmin) als auch in Richtung der maximalen horizontalen Spannung (σmax) gebohrt wurden, um das Produktions- und Rissverhalten zu bewerten. Die Erzeugung von transversalen Rissen hat eine bessere Produktivität im Vergleich zu longitudinalen Rissen in Bezug auf die Produktionsleistung gezeigt, was in diesem Artikel durch Drucktransientenanalysen (PTA) und Ergebnisse aus Felddaten bestätigt wird. Der Artikel bewertet die Auswirkungen der Rissparameter wie Riss-Halblänge, Leitfähigkeit, Ausrichtung und Anzahl der Risse auf Produktion und Druckverhalten. Bohrungs- und Produktionsanalysenwerkzeuge sind sehr leistungsfähige Techniken, um verschiedene Arten von Strömungsregimen für horizontale OHMSF-Bohrungen, die in verschiedenen Azimutrichtungen gebohrt wurden, zu bewerten und zu vergleichen. Dieser Artikel diskutiert und erklärt die verschiedenen Ableitungsformen, die während Bohrungs Tests erfasst wurden, und vergleicht diese mit simulierten und theoretischen Modellen. Außerdem werden die Transmissibilitätswerte, die aus dem Mini-Falloff (MFO)-Test während der Fracturing-Injektionsoperationen gewonnen wurden, mit den Strömungskapazitätswerten, die aus der PTA berechnet wurden, verglichen. Herausforderungen, die die Drucktransientenreaktionen beeinflussen, wie z. B. hohe Bohrlochspeicherung, werden im Artikel angesprochen, und eine angemessene Planung und der Einsatz bewährter Praktiken in der PTA zur Gewinnung genauer Ergebnisse werden diskutiert und vorgestellt.

@article{doi102118172697ms,
    author = "Dawood, Mahdi Al und Aziz, Azly Abdul und Rahim, Zillur und Al-Omair, Ahmed und Rahman, N. M. Anisur",
    title = "Well Testing Analysis of Horizontal Open Hole Multistage Fracturing Wells in Tight Gas Condensate Reservoirs in Saudi Arabia to Characterize Production Performance and Fracture Behavior: Case Studies",
    year = "2015",
    abstract = "Zusammenfassung Die horizontale Open Hole mehrstufige Fracturing (OHMSF)-Fertigstellung ist die bevorzugte Fertigstellung zur Entwicklung von engen und heterogenen karbonatischen Reservoirs. Produktionsdatenanalysen und Drucktransiententests werden systematisch und routinemäßig an diesen Bohrungen durchgeführt, um die Bohrungsproduktivitätsindizes zu bestimmen und wichtige Reservoir- und Rissparameter zu bewerten. Die OHMSF-Fertigstellungen wurden seit 2009 implementiert und haben im Vergleich zu anderen Fertigstellungen und Stimulationsstrategien wie vertikalen Bohrungen mit einzelner oder mehrstufiger Fracturing und Open Hole mehrseitigen Bohrungen mit maximalen Reservoirkontakten bemerkenswerte Ergebnisse gezeigt. Dieser Artikel präsentiert die Modellierung und Interpretation der Produktions- und tatsächlichen Drucktransientenreaktionen von horizontalen OHMSF-Bohrungen, die sowohl in Richtung der minimalen horizontalen Spannung (σmin) als auch in Richtung der maximalen horizontalen Spannung (σmax) gebohrt wurden, um das Produktions- und Rissverhalten zu bewerten. Die Erzeugung von transversalen Rissen hat eine bessere Produktivität im Vergleich zu longitudinalen Rissen in Bezug auf die Produktionsleistung gezeigt, was in diesem Artikel durch Drucktransientenanalysen (PTA) und Ergebnisse aus Felddaten bestätigt wird. Der Artikel bewertet die Auswirkungen der Rissparameter wie Riss-Halblänge, Leitfähigkeit, Ausrichtung und Anzahl der Risse auf Produktion und Druckverhalten. Bohrungs- und Produktionsanalysenwerkzeuge sind sehr leistungsfähige Techniken, um verschiedene Arten von Strömungsregimen für horizontale OHMSF-Bohrungen, die in verschiedenen Azimutrichtungen gebohrt wurden, zu bewerten und zu vergleichen. Dieser Artikel diskutiert und erklärt die verschiedenen Ableitungsformen, die während Bohrungs Tests erfasst wurden, und vergleicht diese mit simulierten und theoretischen Modellen. Außerdem werden die Transmissibilitätswerte, die aus dem Mini-Falloff (MFO)-Test während der Fracturing-Injektionsoperationen gewonnen wurden, mit den Strömungskapazitätswerten, die aus der PTA berechnet wurden, verglichen. Herausforderungen, die die Drucktransientenreaktionen beeinflussen, wie z. B. hohe Bohrlochspeicherung, werden im Artikel angesprochen, und eine angemessene Planung und der Einsatz bewährter Praktiken in der PTA zur Gewinnung genauer Ergebnisse werden diskutiert und vorgestellt.",
    url = "https://doi.org/10.2118/172697-ms",
    doi = "10.2118/172697-ms",
    openalex = "W2074526776",
    references = "doi102118161664ms"
}

@inproceedings{esmaeili2015enhancing,
    author = "Esmaeili, A.",
    title = "Verbesserung der Kondensatgewinnung aus Gas-Kondensat-Reservoiren durch Gasinjektion",
    year = "2015",
    booktitle = "2015 International Field Exploration and Development Conference (IFEDC 2015)",
    url = "https://doi.org/10.1049/cp.2015.0587",
    doi = "10.1049/cp.2015.0587",
    openalex = "W2318675139",
    pages = "6 .-6 ."
}

@inproceedings{abdullatif2016modeling,
    author = "Abdul-Latif, Benson Lamidi und Dziwornu, Christian Kwesi und Phu Ha, Nguyen und Riverson, Oppong",
    title = "Modellierung und Optimierung der Wasserflutung in Gas-Kondensat-Reservoiren (Russisch)",
    year = "2016",
    booktitle = "SPE Russian Petroleum Technology Conference and Exhibition",
    url = "https://doi.org/10.2118/182058-ru",
    doi = "10.2118/182058-ru",
    openalex = "W2528850395",
    references = "doi10211815875pa, doi10211822636pa, doi10211825070ms"
}

Zusammenfassung Natürlich gebrochene-kavernöse karbonathaltige Gas-Kondensat-Reservoire in China weisen einige charakteristische Merkmale auf: große Tiefe, mehrskalige Risse, entwickelte Kavernen und Höhlen, schlechte Reservoir-Verbindungen, hohe Produktionsrückgangsraten und niedrige geschätzte Endgewinnung. Wie man diese Art von Reservoiren richtig entwickelt, ist eine große Herausforderung. Dieser Artikel präsentiert eine detaillierte Studie zur Optimierung der Entwicklungsstrategie für gebrochene-kavernöse karbonathaltige Gas-Kondensat-Reservoire. Basierend auf der geologischen Untersuchung von paläokarstischen Ausläufern und seismischer Interpretation können repräsentative Reservoir-Typenmuster für gebrochene-kavernöse karbonathaltige Gas-Kondensat-Reservoire bestimmt werden. Durch kombinierte geologische Studien und dynamische Charakterisierung können verschiedene Reservoirmuster identifiziert und charakterisiert werden. Anschließend werden Simulationsmodelle für verschiedene Reservoirmuster erstellt, um die detaillierte Entwicklungsstrategie für die primäre Depletion und das Wasserfluten mit Huff-and-Puff zu untersuchen. Optimale Entwicklungsstrategien werden auf das TZ-gebrochene-kavernöse karbonathaltige Gas-Kondensat-Reservoir in China angewendet. Als Beispiel wird das TZ-karbonathaltige Gas-Kondensat-Reservoir in China betrachtet. Die mittlere Tiefe des TZ-Reservoirs beträgt 5500 m mit einer jährlichen Produktionsrückgangsrate von mehr als 25 %. Durch geologische und dynamische Charakterisierung wurden sechs repräsentative Reservoir-Typenmuster identifiziert und charakterisiert. Mehr als die Hälfte der gebohrten Muster im TZ sind isoliert und werden in sehr begrenztem Volumen entwickelt, wofür nur ein Bohrloch benötigt wird, um jedes Muster zu entwickeln. Anschließend werden Reservoir-Simulationsmodelle für die sechs Muster erstellt, um die optimierten Entwicklungsstrategien zu untersuchen. Die Ergebnisse zeigen, dass vertikale Bohrungen für vier Muster optimal sind und horizontale Bohrungen für zwei Muster optimal sind. Für das Muster isolierter Karsthöhlen gibt es nach der primären Depletion noch viel verbleibendes Kondensatöl, daher wird für dieses Muster die Wasserinjektion mit Huff-and-Puff untersucht. Die Ergebnisse werden auf das TZ-Reservoir angewendet. Dieser Artikel bietet eine Fallstudie zur Optimierung der Entwicklungsstrategie für verschiedene Reservoirmuster für gebrochene-kavernöse Gas-Kondensat-Karbonat-Reservoire, und die Erkenntnisse wurden erfolgreich auf das TZ-karbonathaltige Gas-Kondensat-Reservoir angewendet. Er bietet zudem eine Methodik und einen verbesserten Referenzfall für die Ölgewinnung für Ingenieure und Geologen, um andere ähnliche Reservoire zu entwickeln.

@article{doi102118182054ms,
    author = "Li, Yong und Li, Baozhu und Xia, Jing und Zhang, Xuelei und Deng, Xingliang und Zhicheng, She und Liu, Zhiliang",
    title = "Development Strategy Optimization and Application for Fractured-Vuggy Carbonate Gas Condensate Reservoirs",
    year = "2016",
    journal = "SPE Russian Petroleum Technology Conference and Exhibition",
    abstract = "Zusammenfassung Natürlich gebrochene-kavernöse karbonathaltige Gas-Kondensat-Reservoire in China weisen einige charakteristische Merkmale auf: große Tiefe, mehrskalige Risse, entwickelte Kavernen und Höhlen, schlechte Reservoir-Verbindungen, hohe Produktionsrückgangsraten und niedrige geschätzte Endgewinnung. Wie man diese Art von Reservoiren richtig entwickelt, ist eine große Herausforderung. Dieser Artikel präsentiert eine detaillierte Studie zur Optimierung der Entwicklungsstrategie für gebrochene-kavernöse karbonathaltige Gas-Kondensat-Reservoire. Basierend auf der geologischen Untersuchung von paläokarstischen Ausläufern und seismischer Interpretation können repräsentative Reservoir-Typenmuster für gebrochene-kavernöse karbonathaltige Gas-Kondensat-Reservoire bestimmt werden. Durch kombinierte geologische Studien und dynamische Charakterisierung können verschiedene Reservoirmuster identifiziert und charakterisiert werden. Anschließend werden Simulationsmodelle für verschiedene Reservoirmuster erstellt, um die detaillierte Entwicklungsstrategie für die primäre Depletion und das Wasserfluten mit Huff-and-Puff zu untersuchen. Optimale Entwicklungsstrategien werden auf das TZ-gebrochene-kavernöse karbonathaltige Gas-Kondensat-Reservoir in China angewendet. Als Beispiel wird das TZ-karbonathaltige Gas-Kondensat-Reservoir in China betrachtet. Die mittlere Tiefe des TZ-Reservoirs beträgt 5500 m mit einer jährlichen Produktionsrückgangsrate von mehr als 25 %. Durch geologische und dynamische Charakterisierung wurden sechs repräsentative Reservoir-Typenmuster identifiziert und charakterisiert. Mehr als die Hälfte der gebohrten Muster im TZ sind isoliert und werden in sehr begrenztem Volumen entwickelt, wofür nur ein Bohrloch benötigt wird, um jedes Muster zu entwickeln. Anschließend werden Reservoir-Simulationsmodelle für die sechs Muster erstellt, um die optimierten Entwicklungsstrategien zu untersuchen. Die Ergebnisse zeigen, dass vertikale Bohrungen für vier Muster optimal sind und horizontale Bohrungen für zwei Muster optimal sind. Für das Muster isolierter Karsthöhlen gibt es nach der primären Depletion noch viel verbleibendes Kondensatöl, daher wird für dieses Muster die Wasserinjektion mit Huff-and-Puff untersucht. Die Ergebnisse werden auf das TZ-Reservoir angewendet. Dieser Artikel bietet eine Fallstudie zur Optimierung der Entwicklungsstrategie für verschiedene Reservoirmuster für gebrochene-kavernöse Gas-Kondensat-Karbonat-Reservoire, und die Erkenntnisse wurden erfolgreich auf das TZ-karbonathaltige Gas-Kondensat-Reservoir angewendet. Er bietet zudem eine Methodik und einen verbesserten Referenzfall für die Ölgewinnung für Ingenieure und Geologen, um andere ähnliche Reservoire zu entwickeln.",
    url = "https://doi.org/10.2118/182054-ms",
    doi = "10.2118/182054-ms",
    openalex = "W2528034899",
    references = "doi102118161664ms"
}

Zusammenfassung Die meisten sekundären Förderprojekte werden in einem Gas- oder Öl-Reservoir erst begonnen, wenn dies durch den Druck des Reservoirs, der abnimmt, oder durch das Gas-Öl-Verhältnis (GOR) oder den sinkenden Produktivitätsindex des Reservoirs diktiert wird. Während dieses Prozesses ist es erforderlich, ein Spritzmuster effektiv zu verteilen, um zu verhindern, dass die Öl-Bänke von den Förderbrunnen wegreisen. Gas-Kondensat-Reservoire werden in der Regel mit primären Depletions-Techniken gefördert, was im Durchschnitt ineffizient für die Förderung der wertvollen flüssigen Komponenten in Form von kondensierter Flüssigkeit ist. Obwohl der häufigste Ansatz zur Verbesserung der flüssigen Produktivität in Gas-Kondensat-Reservoiren die Methode des Recyclings von produzierter Gas durch das Reservoir ist, ist diese Technik aus wirtschaftlicher Sicht nicht freundlich, da für verzögerte Verkäufe in der Regel größere Rabatte auf den Verkaufspreis von Gas angewendet werden. Dieser Artikel stellt eine Technik zur Verbesserung der flüssigen Produktivität in Gas-Kondensat-Brunnen vor, indem der Reservoir-Druck über dem Taupunkt-Druck gehalten wird. Die Wasserinjektion in einem Gas-Kondensat-Simulationsmodell mit gleichen Brunnenabstands-Mustern in Fünf- und Sieben-Punkt-Entwicklungsmustern wird verwendet. Die Simulationsergebnisse zeigten, dass die fortgesetzte Wasserinjektion zu einer optimalen Kohlenwasserstoffgewinnung von 15 % bzw. 27 % der Anfangsmasse führte, was höher ist als die primäre Depletion für ein Gas-Kondensat-Reservoir mit einem Kondensat-Gas-Verhältnis von 190 STB/MMscf und 300 STB/MMscf. Diese Ergebnisse verdeutlichen anschaulich, dass die Wasserflutung von Gas-Kondensat-Brunnen möglicherweise als eine effektive verbesserte Öl-Förderungstechnik verwendet werden kann.

@article{doi102118182058ms,
    author = "Abdul-Latif, Benson Lamidi und Dziwornu, Christian Kwesi und Ha, Nguyen Phu und Riverson, Oppong",
    title = "Modellierung und Optimierung der Wasserflutung in Gas-Kondensat-Reservoiren",
    year = "2016",
    journal = "SPE Russian Petroleum Technology Conference and Exhibition",
    abstract = "Zusammenfassung Die meisten sekundären Förderprojekte werden in einem Gas- oder Öl-Reservoir erst begonnen, wenn dies durch den Druck des Reservoirs, der abnimmt, oder durch das Gas-Öl-Verhältnis (GOR) oder den sinkenden Produktivitätsindex des Reservoirs diktiert wird. Während dieses Prozesses ist es erforderlich, ein Spritzmuster effektiv zu verteilen, um zu verhindern, dass die Öl-Bänke von den Förderbrunnen wegreisen. Gas-Kondensat-Reservoire werden in der Regel mit primären Depletions-Techniken gefördert, was im Durchschnitt ineffizient für die Förderung der wertvollen flüssigen Komponenten in Form von kondensierter Flüssigkeit ist. Obwohl der häufigste Ansatz zur Verbesserung der flüssigen Produktivität in Gas-Kondensat-Reservoiren die Methode des Recyclings von produzierter Gas durch das Reservoir ist, ist diese Technik aus wirtschaftlicher Sicht nicht freundlich, da für verzögerte Verkäufe in der Regel größere Rabatte auf den Verkaufspreis von Gas angewendet werden. Dieser Artikel stellt eine Technik zur Verbesserung der flüssigen Produktivität in Gas-Kondensat-Brunnen vor, indem der Reservoir-Druck über dem Taupunkt-Druck gehalten wird. Die Wasserinjektion in einem Gas-Kondensat-Simulationsmodell mit gleichen Brunnenabstands-Mustern in Fünf- und Sieben-Punkt-Entwicklungsmustern wird verwendet. Die Simulationsergebnisse zeigten, dass die fortgesetzte Wasserinjektion zu einer optimalen Kohlenwasserstoffgewinnung von 15 % bzw. 27 % der Anfangsmasse führte, was höher ist als die primäre Depletion für ein Gas-Kondensat-Reservoir mit einem Kondensat-Gas-Verhältnis von 190 STB/MMscf und 300 STB/MMscf. Diese Ergebnisse verdeutlichen anschaulich, dass die Wasserflutung von Gas-Kondensat-Brunnen möglicherweise als eine effektive verbesserte Öl-Förderungstechnik verwendet werden kann.",
    url = "https://doi.org/10.2118/182058-ms",
    doi = "10.2118/182058-ms",
    openalex = "W2528264400",
    references = "doi10211825070ms"
}

Zusammenfassung Kondensatbanking ist das Ergebnis einer Kombination von Faktoren, einschließlich Fluid-Eigenschaften, Formation-Fließeigenschaften und Drücke in der Formation und dem Bohrloch. Die Produktionsleistung kann leiden, wenn diese Faktoren zu Beginn der Feldentwicklung nicht verstanden werden. Die Bestimmung der Fluid-Eigenschaften kann in jedem Reservoir von entscheidender Bedeutung sein, daher spielt es eine entscheidende Rolle in Gas-Kondensat-Reservoiren, in denen das Kondensat/Gas-Verhältnis für die Schätzung des Verkaufs Potenzials von Gas und Flüssigkeit signifikant ist. Sobald Reservoir-Fluide ein Bohrloch betreten, können sich sowohl Temperatur- als auch Druckbedingungen ändern, wobei Kondensatflüssigkeit in das Bohrloch produziert werden kann, aber Flüssigkeit kann auch innerhalb des Bohrlochs ausfallen. Wenn die Flüssigkeit zurück in das Bohrloch fällt, wird der Flüssigkeitsanteil zunehmen und kann die Produktion schließlich einschränken. Daher ist es für ein robustes Reservoirmanagement sehr wichtig, dass jeder Kontroll- und Unsicherheitsparameter nicht nur in der Theorie, sondern auch in der Praxis mit soliden Beispielen verstanden wird, wie in dieser Studie durchgeführt. Ein robustes kommerzielles Optimierungs- und Unsicherheitssoftware ist mit einem Vollphysik-Kommerziellen Simulator gekoppelt, der das Phänomen modelliert, um die Bedeutung der wichtigsten Parameter für die Leistung von Gas-Kondensat-Reservoiren unter Recycling zu untersuchen. Kontroll- und Unsicherheitsvariablen wurden durch mehrere Simulationsläufe in bestimmten Bereichen untersucht, um reale Reservoir- und Leistungsbedingungen darzustellen, anstatt theoretischer Annahmen. Diese Studie zielt darauf ab, einen Einblick in den Mechanismus des Gasinjektionsprozesses bei der Verringerung der Gasbohrloch-Produktivitätsverluste aufgrund von Kondensatblockaden in der Nähe des Bohrlochs bereitzustellen. Das Hauptziel dieser Arbeit ist es, das Gasrecycling in das Reservoir zu untersuchen, um die Kondensatgewinnung zu verbessern. Die Ergebnisse zeigen den Einfluss jeder Kontroll- oder Unsicherheitsvariable, was zu einem besseren Verständnis des Managements von Gas-Kondensat-Reservoiren unter Gasrecycling führt. Der Einfluss von Brüchen ist signifikant und die Tornado-Diagramme veranschaulichen die relative Bedeutung jedes Faktors. Die Ergebnisse und Empfindlichkeiten werden im Licht einer umfassenden Literaturreview über das Recycling von Gas-Kondensat-Reservoiren mit verschiedenen Prozessoptimierungsmethoden verglichen und diskutiert. Die Bedeutung aller wichtigen Parameter wird mit Tornado-Diagrammen skizziert, um als praktisches Beispiel für die Optimierung relevanter zukünftiger Anwendungen zu dienen.

@article{doi102118182854ms,
    author = "Temizel, Cenk und Kirmaci, Harun und Tiwari, Aditya und Balaji, Karthik und Suhag, Anuj und Ranjith, Rahul und Wijaya, Zein und Zhu, Ying und Yegin, Cengiz und Gazar, Ashraf Lofty El",
    title = "Untersuchung der Gasrecycling in gebrochenen Gas-Kondensat-Reservoiren",
    year = "2016",
    abstract = "Zusammenfassung Kondensatbanking ist das Ergebnis einer Kombination von Faktoren, einschließlich Fluid-Eigenschaften, Formation-Fließeigenschaften und Drücke in der Formation und dem Bohrloch. Die Produktionsleistung kann leiden, wenn diese Faktoren zu Beginn der Feldentwicklung nicht verstanden werden. Die Bestimmung der Fluid-Eigenschaften kann in jedem Reservoir von entscheidender Bedeutung sein, daher spielt es eine entscheidende Rolle in Gas-Kondensat-Reservoiren, in denen das Kondensat/Gas-Verhältnis für die Schätzung des Verkaufs Potenzials von Gas und Flüssigkeit signifikant ist. Sobald Reservoir-Fluide ein Bohrloch betreten, können sich sowohl Temperatur- als auch Druckbedingungen ändern, wobei Kondensatflüssigkeit in das Bohrloch produziert werden kann, aber Flüssigkeit kann auch innerhalb des Bohrlochs ausfallen. Wenn die Flüssigkeit zurück in das Bohrloch fällt, wird der Flüssigkeitsanteil zunehmen und kann die Produktion schließlich einschränken. Daher ist es für ein robustes Reservoirmanagement sehr wichtig, dass jeder Kontroll- und Unsicherheitsparameter nicht nur in der Theorie, sondern auch in der Praxis mit soliden Beispielen verstanden wird, wie in dieser Studie durchgeführt. Ein robustes kommerzielles Optimierungs- und Unsicherheitssoftware ist mit einem Vollphysik-Kommerziellen Simulator gekoppelt, der das Phänomen modelliert, um die Bedeutung der wichtigsten Parameter für die Leistung von Gas-Kondensat-Reservoiren unter Recycling zu untersuchen. Kontroll- und Unsicherheitsvariablen wurden durch mehrere Simulationsläufe in bestimmten Bereichen untersucht, um reale Reservoir- und Leistungsbedingungen darzustellen, anstatt theoretischer Annahmen. Diese Studie zielt darauf ab, einen Einblick in den Mechanismus des Gasinjektionsprozesses bei der Verringerung der Gasbohrloch-Produktivitätsverluste aufgrund von Kondensatblockaden in der Nähe des Bohrlochs bereitzustellen. Das Hauptziel dieser Arbeit ist es, das Gasrecycling in das Reservoir zu untersuchen, um die Kondensatgewinnung zu verbessern. Die Ergebnisse zeigen den Einfluss jeder Kontroll- oder Unsicherheitsvariable, was zu einem besseren Verständnis des Managements von Gas-Kondensat-Reservoiren unter Gasrecycling führt. Der Einfluss von Brüchen ist signifikant und die Tornado-Diagramme veranschaulichen die relative Bedeutung jedes Faktors. Die Ergebnisse und Empfindlichkeiten werden im Licht einer umfassenden Literaturreview über das Recycling von Gas-Kondensat-Reservoiren mit verschiedenen Prozessoptimierungsmethoden verglichen und diskutiert. Die Bedeutung aller wichtigen Parameter wird mit Tornado-Diagrammen skizziert, um als praktisches Beispiel für die Optimierung relevanter zukünftiger Anwendungen zu dienen.",
    url = "https://doi.org/10.2118/182854-ms",
    doi = "10.2118/182854-ms",
    openalex = "W2555269578",
    references = "thomas1995towards"
}

Zusammenfassung Dieser Artikel untersucht das Potenzial der huff ’n’ puff-Gasinjektionsmethode zur Gewinnung von Kondensat in Schiefergas-Kondensat-Reservoiren durch Experimente an einem Schieferkern. Numerische Modelle wurden entwickelt, um die experimentellen Ergebnisse zu überprüfen. Unsere Laborstudie zeigt, dass die Kondensatgewinnung durch die Anwendung der huff ’n’ puff-Gasinjektion auf einem Schieferkern auf 25 % erhöht wurde. Außerdem verglichen wir die Effizienz der huff ’n’ puff-Gasinjektion mit der der Gasflutung. Am Ende einer Flutung mit derselben Zeit wie die Zeit für fünf huff ’n’ puff-Zyklen beträgt die Kondensatgewinnung 19 %. Aus den experimentellen Ergebnissen stellten wir fest, dass huff ’n’ puff wirksamer war als die Gasflutung. Während des Experiments sammelte sich Kondensat in der Nähe des Produktionsbereichs an. Im huff ’n’ puff-Prozess war der Ort der Injektion im Kern derselbe wie der der Produktion, sodass sich der Druck im Kondensatbereich schneller aufbaute als in der Flutungsexperiment. Außerdem war die Druckausbreitung aufgrund der ultraniedrigen Permeabilität im Schieferkern viel langsamer als in einem konventionellen Reservoirkern, und die Effizienz der Gasflutung war viel niedriger als die der huff ’n’ puff. Diese Studie zeigt, dass huff ’n’ puff das Potenzial hat, die Kondensatgewinnung in Schiefergas-Kondensat-Reservoiren wirksam zu verbessern.

@article{doi102118183645pa,
    author = "Meng, Xingbang und Sheng, James J. und Yu, Yang",
    title = "Experimentelle und numerische Untersuchung der verbesserten Kondensatgewinnung durch Gasinjektion in Schiefergas-Kondensat-Reservoiren",
    year = "2016",
    journal = "SPE Reservoir Evaluation \& Engineering",
    abstract = "Zusammenfassung Dieser Artikel untersucht das Potenzial der huff ’n’ puff-Gasinjektionsmethode zur Gewinnung von Kondensat in Schiefergas-Kondensat-Reservoiren durch Experimente an einem Schieferkern. Numerische Modelle wurden entwickelt, um die experimentellen Ergebnisse zu überprüfen. Unsere Laborstudie zeigt, dass die Kondensatgewinnung durch die Anwendung der huff ’n’ puff-Gasinjektion auf einem Schieferkern auf 25\% erhöht wurde. Außerdem verglichen wir die Effizienz der huff ’n’ puff-Gasinjektion mit der der Gasflutung. Am Ende einer Flutung mit derselben Zeit wie die Zeit für fünf huff ’n’ puff-Zyklen beträgt die Kondensatgewinnung 19\%. Aus den experimentellen Ergebnissen stellten wir fest, dass huff ’n’ puff wirksamer war als die Gasflutung. Während des Experiments sammelte sich Kondensat in der Nähe des Produktionsbereichs an. Im huff ’n’ puff-Prozess war der Ort der Injektion im Kern derselbe wie der der Produktion, sodass sich der Druck im Kondensatbereich schneller aufbaute als in der Flutungsexperiment. Außerdem war die Druckausbreitung aufgrund der ultraniedrigen Permeabilität im Schieferkern viel langsamer als in einem konventionellen Reservoirkern, und die Effizienz der Gasflutung war viel niedriger als die der huff ’n’ puff. Diese Studie zeigt, dass huff ’n’ puff das Potenzial hat, die Kondensatgewinnung in Schiefergas-Kondensat-Reservoiren wirksam zu verbessern.",
    url = "https://doi.org/10.2118/183645-pa",
    doi = "10.2118/183645-pa",
    openalex = "W2512637518",
    references = "doi10211862930ms"
}

Um maximale wirtschaftliche Erträge in Gas-Kondensat-Reservoiren zu erzielen, wird ein Optimierungswerkzeug eingesetzt, um die optimale Bohrlochplatzierung zu schätzen. Die Unsicherheitsanalyse in Gas-Kondensat-Reservoiren ist eine zwingende Voraussetzung vor der Entwicklungsphase des Kohlenwasserstoffreservoirs. Im Gegensatz zur meisten konventionellen Reservoirentwicklung hat die Optimierung der Bohrlochabstände in Gas-Kondensat-Feldern weniger Aufmerksamkeit erhalten, da allgemein angenommen wird, dass Optimierungstechniken und computergestützte Methoden, die für die Entwicklung von Ölfeldern angewendet werden, auch auf Gas-Kondensat-Felder angewendet werden können. Unsicherheitsanalysen wurden unter Verwendung eines vierten Ordnungsfaktoriellen Designs auf einem Bereich von Daten eines Gas-Kondensat-Felds durchgeführt, um Schlüsselfaktoren zu identifizieren, die die Produktion von Kondensaten aus heterogenen und ultra-niedrigpermeablen Reservoiren beeinflussen. Die Zielfunktionen für die Bohrlochplatzierung in Gas-Kondensat-Reservoiren wurden als Funktionen der kumulativen Kondensatproduktion mit genetischen Algorithmen optimiert. Mit kompositionaler Modellierung wurden erschöpfende Suchmechanismen eingesetzt, um die Ergebnisse unseres vorgeschlagenen Optimierungswerkzeugs zu validieren. Die Ergebnisse des vorgeschlagenen Optimierungswerkzeugs waren wirtschaftlich machbarer als die der erschöpfenden Suchmechanismen und könnten daher als ein viel einfacheres, weniger erschöpfendes und wirtschaftlich machbares Optimierungswerkzeug für Bohrlochplatzierungsprojekte in Gas-Kondensat-Reservoiren eingesetzt werden. Bei der Verwendung genetischer Algorithmen haben wir geschlossen, dass die meisten Optimierungswerkzeuge nicht sowohl Zuverlässigkeit als auch Effizienz aufweisen. Das Optimierungswerkzeug genetischer Algorithmen erwies sich als die zuverlässigste Methode für Gas-Kondensat-Reservoire, obwohl eine übermäßige Anzahl von Simulationsläufen für große Felder ihre Anwendung teuer macht. Ein strategischerer Ansatz wurde verwendet, um Zielfunktionen zu formulieren, während gleichzeitig die Wirkung der Kondensatbankbildung in Gas-Kondensat-Reservoiren berücksichtigt wurde.

@inproceedings{abdullatif2017well,
    author = "Abdul-Latif, Benson Lamidi and Edem, Tsikplornu Daniel and Hikmahtiar, Syouma",
    title = "Well Placement Optimisation in Gas-Condensate Reservoirs Using Genetic Algorithms",
    year = "2017",
    booktitle = "SPE/IATMI Asia Pacific Oil \& Gas Conference and Exhibition",
    abstract = "Um maximale wirtschaftliche Erträge in Gas-Kondensat-Reservoiren zu erzielen, wird ein Optimierungswerkzeug eingesetzt, um die optimale Bohrlochplatzierung zu schätzen. Die Unsicherheitsanalyse in Gas-Kondensat-Reservoiren ist eine zwingende Voraussetzung vor der Entwicklungsphase des Kohlenwasserstoffreservoirs. Im Gegensatz zur meisten konventionellen Reservoirentwicklung hat die Optimierung der Bohrlochabstände in Gas-Kondensat-Feldern weniger Aufmerksamkeit erhalten, da allgemein angenommen wird, dass Optimierungstechniken und computergestützte Methoden, die für die Entwicklung von Ölfeldern angewendet werden, auch auf Gas-Kondensat-Felder angewendet werden können. Unsicherheitsanalysen wurden unter Verwendung eines vierten Ordnungsfaktoriellen Designs auf einem Bereich von Daten eines Gas-Kondensat-Felds durchgeführt, um Schlüsselfaktoren zu identifizieren, die die Produktion von Kondensaten aus heterogenen und ultra-niedrigpermeablen Reservoiren beeinflussen. Die Zielfunktionen für die Bohrlochplatzierung in Gas-Kondensat-Reservoiren wurden als Funktionen der kumulativen Kondensatproduktion mit genetischen Algorithmen optimiert. Mit kompositionaler Modellierung wurden erschöpfende Suchmechanismen eingesetzt, um die Ergebnisse unseres vorgeschlagenen Optimierungswerkzeugs zu validieren. Die Ergebnisse des vorgeschlagenen Optimierungswerkzeugs waren wirtschaftlich machbarer als die der erschöpfenden Suchmechanismen und könnten daher als ein viel einfacheres, weniger erschöpfendes und wirtschaftlich machbares Optimierungswerkzeug für Bohrlochplatzierungsprojekte in Gas-Kondensat-Reservoiren eingesetzt werden. Bei der Verwendung genetischer Algorithmen haben wir geschlossen, dass die meisten Optimierungswerkzeuge nicht sowohl Zuverlässigkeit als auch Effizienz aufweisen. Das Optimierungswerkzeug genetischer Algorithmen erwies sich als die zuverlässigste Methode für Gas-Kondensat-Reservoire, obwohl eine übermäßige Anzahl von Simulationsläufen für große Felder ihre Anwendung teuer macht. Ein strategischerer Ansatz wurde verwendet, um Zielfunktionen zu formulieren, während gleichzeitig die Wirkung der Kondensatbankbildung in Gas-Kondensat-Reservoiren berücksichtigt wurde.",
    url = "https://doi.org/10.2118/186251-ms",
    doi = "10.2118/186251-ms",
    openalex = "W2766319640",
    references = "doi1010079781447107217, doi101007s1059600690319, doi10211838895ms, doi10211869439ms, doi10211871625ms, doi10252338895ms, doi10252369439ms, openalexw2186773233"
}

@misc{crossref2017gascondensate,
    title = "Gas‐Condensate-Reservoire",
    year = "2017",
    booktitle = "Faustregeln für Erdöl-Ingenieure",
    url = "https://doi.org/10.1002/9781119403647.ch165",
    doi = "10.1002/9781119403647.ch165",
    openalex = "W2593849555",
    pages = "365-366"
}

Die Produktivität von Gas-Kondensat-Reservoirs hängt stark vom thermodynamischen Verhalten der im Lagerstatten befindlichen Fluide ab. Die Kondensation, die mit der Erschöpfung von Gas-Kondensat-Reservoirs einhergeht, führt zu einem Mangel an dem Fluss der Fluide, die sich den Produktionskanälen nähern. Die Beeinträchtigung ist das Ergebnis der Ansammlung von Kondensat in der Nähe der Produktionskanäle in einem Zustand der Unbeweglichkeit, bis ein kritischer Sättigungspunkt erreicht wird. Unter Berücksichtigung des Flussphänomens von Gas-Kondensat-Reservoirs können dichte Formationen unvermeidlich komplexe Umgebungen sein, in denen eine wirtschaftliche Förderung erreicht werden soll. Diese Arbeit zielt darauf ab, die Produktivität von Gas-Kondensat-Reservoirs in einer natürlich gebrochenen Umgebung unter Berücksichtigung der Auswirkungen von Kapillardruck und relativer Permeabilitätsbeschränkungen zu bewerten. Die Schwere der Kondensatbeschichtung und das Ausmaß der Beeinträchtigung wurden in einem System mit einer Permeabilität von 0,001 mD unter Verwendung eines in-house entwickelten Zusammensetzungs-Simulators bewertet. Mehrere Zusammensetzungs-Kombinationen wurden betrachtet, um Mischungen darzustellen, die in ihrer Komplexität von leicht zu schwer ansteigen. Die Untersuchung zeigte, dass dickere Wände aus Kondensat und eine größere Beeinträchtigung mit Mischungen erzielt werden, die höhere Konzentrationen an nichtflüchtigen Stoffen enthalten. Darüber hinaus war der Einfluss verschiedener Kapillardruckkurven für das allgemeine Verhalten der im Lagerstatten befindlichen Fluide und die Bewegung innerhalb des Porenmediums unbedeutend. Ein größerer Einfluss auf den Transport der Fluide war den relativen Permeabilitätskurven zuzuschreiben, die eine Abhängigkeit vom Ausmaß des Kondensatgehalts zeigten. Die Aktivierung der Diffusion wurde als Verringerung der Flussbeschränkungen festgestellt, aufgrund der Erfassung zusätzlicher Extraktionen, die allein unter dem Darcy-Gesetz nicht berücksichtigt wurden.

@article{doi10111514035905,
    author = "Ghamdi, Bander N. Al und Ayala, Luis F.",
    title = "Evaluation of Transport Properties Effect on the Performance of Gas-Condensate Reservoirs Using Compositional Simulation",
    year = "2017",
    journal = "Journal of Energy Resources Technology",
    abstract = "Gas-condensate productivity is highly dependent on the thermodynamic behavior of the fluids-in-place. The condensation attendant with the depletion of gas-condensate reservoirs leads to a deficiency in the flow of fluids moving toward the production channels. The impairment is a result of condensate accumulation near the production channels in an immobility state until reaching a critical saturation point. Considering the flow phenomenon of gas-condensate reservoirs, tight formations can be inevitably complex hosting environments in which to achieve economical production. This work is aimed to assess the productivity gas-condensate reservoirs in a naturally fractured setting against the effect of capillary pressure and relative permeability constraints. The severity of condensate coating and magnitude of impairment was evaluated in a system with a permeability of 0.001 mD using an in-house compositional simulator. Several composition combinations were considered to portray mixtures ascending in complexity from light to heavy. The examination showed that thicker walls of condensate and greater impairment are attained with mixture containing higher nonvolatile concentrations. In addition, the influence of different capillary curves was insignificant to the overall behavior of fluids-in-place and movement within the pores medium. A greater impact on the transport of fluids was owed to relative permeability curves, which showed dependency on the extent of condensate content. Activating diffusion was found to diminish flow constraints due to the capturing of additional extractions that were not accounted for under Darcy's law alone.",
    url = "https://doi.org/10.1115/1.4035905",
    doi = "10.1115/1.4035905",
    openalex = "W2583447833",
    references = "mohammadikhanaposhtani2014disjoining"
}

Die kritische Kondensat-Sättigung, Scc, ist ein Schlüsselparameter für die Bewertung der Förderfähigkeit von Gas-Kondensat-Reservoiren. Wir schlagen eine neue Methode vor, um Scc durch Durchführung von Dreiphasen-Fluss-Simulationen mit einem dreidimensionalen (3D) Porennetzwerkmodell zu bestimmen. Erstens erstellen wir ein Netzwerkmodell mit einer zufälligen Fraktal-Methode. Zweitens entwickeln wir auf Basis des Kondensationsmodells in der Literatur von Li und Firoozabadi ein modifiziertes Kondensationsmodell, um das Kondensationsphänomen von Gas mit connate water im porösen Medium zu beschreiben. Das numerische Modell wird durch experimentelle Messungen in der Literatur verifiziert. Anschließend untersuchen wir den Einfluss verschiedener Faktoren auf die kritische Kondensat-Sättigung, einschließlich der Mikro-Porenstruktur (Porenradius und Fraktaldimension), der Kondensat-Gas/Öl-Grenzflächenspannung (IFT) und des Durchflussrates bei unterschiedlicher irreduzibler Wasser-Sättigung, Swi. Die Simulationsergebnisse zeigen, dass Scc mit zunehmendem durchschnittlichen Porenradius abnimmt, aber mit zunehmender Fraktaldimension ansteigt. Im Fall gleicher Gas/Öl-Grenzflächenspannung ist die kritische Kondensat-Sättigung umso höher, je höher die connate water-Sättigung ist. Es gibt eine kritische Gas/Öl-Grenzflächenspannung; unterhalb dieses kritischen Werts steigt die kritische Kondensat-Sättigung drastisch mit zunehmender Grenzflächenspannung an, während sie oberhalb des kritischen Werts nahezu unverändert bleibt. Die kritische Kondensat-Sättigung nimmt mit zunehmendem Gasdurchfluss ab. Eine hohe Kapillardzahl führt zu einer niedrigen kritischen Kondensat-Sättigung. Ein angemessener Anstieg des Förderdruckabfalls kann die Fließfähigkeit von Kondensatöl wirksam verbessern.

@article{doi10111514037812,
    author = "Yang, Yi und Li, Juhua und Ji, Lei",
    title = "Numerical Determination of Critical Condensate Saturation in Gas Condensate Reservoirs",
    year = "2017",
    journal = "Journal of Energy Resources Technology",
    abstract = "Die kritische Kondensat-Sättigung, Scc, ist ein Schlüsselparameter für die Bewertung der Förderfähigkeit von Gas-Kondensat-Reservoiren. Wir schlagen eine neue Methode vor, um Scc durch Durchführung von Dreiphasen-Fluss-Simulationen mit einem dreidimensionalen (3D) Porennetzwerkmodell zu bestimmen. Erstens erstellen wir ein Netzwerkmodell mit einer zufälligen Fraktal-Methode. Zweitens entwickeln wir auf Basis des Kondensationsmodells in der Literatur von Li und Firoozabadi ein modifiziertes Kondensationsmodell, um das Kondensationsphänomen von Gas mit connate water im porösen Medium zu beschreiben. Das numerische Modell wird durch experimentelle Messungen in der Literatur verifiziert. Anschließend untersuchen wir den Einfluss verschiedener Faktoren auf die kritische Kondensat-Sättigung, einschließlich der Mikro-Porenstruktur (Porenradius und Fraktaldimension), der Kondensat-Gas/Öl-Grenzflächenspannung (IFT) und des Durchflussrates bei unterschiedlicher irreduzibler Wasser-Sättigung, Swi. Die Simulationsergebnisse zeigen, dass Scc mit zunehmendem durchschnittlichen Porenradius abnimmt, aber mit zunehmender Fraktaldimension ansteigt. Im Fall gleicher Gas/Öl-Grenzflächenspannung ist die kritische Kondensat-Sättigung umso höher, je höher die connate water-Sättigung ist. Es gibt eine kritische Gas/Öl-Grenzflächenspannung; unterhalb dieses kritischen Werts steigt die kritische Kondensat-Sättigung drastisch mit zunehmender Grenzflächenspannung an, während sie oberhalb des kritischen Werts nahezu unverändert bleibt. Die kritische Kondensat-Sättigung nimmt mit zunehmendem Gasdurchfluss ab. Eine hohe Kapillardzahl führt zu einer niedrigen kritischen Kondensat-Sättigung. Ein angemessener Anstieg des Förderdruckabfalls kann die Fließfähigkeit von Kondensatöl wirksam verbessern.",
    url = "https://doi.org/10.1115/1.4037812",
    doi = "10.1115/1.4037812",
    openalex = "W2753842238",
    references = "mohammadikhanaposhtani2014disjoining"
}

Wenn der Reservoirdruck in Schiefergas-Kondensat-Reservoiren unter den Taupunkt-Druck gesenkt wird, bildet sich Kondensat im Gestein. Die Ansammlung von Kondensat reduziert die kommerzielle Produktion von Schiefergas-Kondensat-Reservoiren erheblich. Die Suche nach Wegen, um Kondensat im Gestein zu mindern und sowohl die Kondensat- als auch die Gasgewinnung in Schieferreservoiren zu verbessern, ist von großer Bedeutung. Es wurden nur sehr wenige verwandte Studien durchgeführt. In diesem Artikel wurden sowohl experimentelle als auch numerische Studien durchgeführt, um die Leistung von CO2 Huff-n-Puff zur Verbesserung der Kondensatgewinnung in Schieferreservoiren zu bewerten. Experimentell wurden CO2 Huff-n-Puff-Tests an Schieferkernen durchgeführt. Ein theoretisches Feld-Simulationsmodell wurde erstellt. Die Auswirkungen von Injektionsdruck, Injektionszeit und Einwirkzeit auf die Effizienz von CO2 Huff-n-Puff wurden untersucht. Die experimentellen Ergebnisse zeigen, dass die Kondensatgewinnung nach 5 Zyklen von CO2 Huff-n-Puff auf 30,36 % erhöht wurde. Darüber hinaus zeigen die Simulationsergebnisse, dass der Injektionszyklus und der Injektionsdruck optimiert werden sollten, um sicherzustellen, dass der Druck des Hauptkondensatbereichs höher als der Taupunkt-Druck bleibt. Der Einwirkprozess sollte basierend auf dem Injektionsdruck bestimmt werden. Diese Arbeit kann dazu beitragen, die CO2 Huff-n-Puff-verbesserte Ölgewinnung (EOR)-Strategie in Schiefergas-Kondensat-Reservoiren besser zu verstehen.

@article{doi103390en12010042,
    author = "Meng, Xingbang und Meng, Zhan und Ma, Jixiang und Wang, Tengfei",
    title = "Performance Evaluation of CO2 Huff-n-Puff Gas Injection in Shale Gas Condensate Reservoirs",
    year = "2018",
    journal = "Energies",
    abstract = "Wenn der Reservoirdruck in Schiefergas-Kondensat-Reservoiren unter den Taupunkt-Druck gesenkt wird, bildet sich Kondensat im Gestein. Die Ansammlung von Kondensat reduziert die kommerzielle Produktion von Schiefergas-Kondensat-Reservoiren erheblich. Die Suche nach Wegen, um Kondensat im Gestein zu mindern und sowohl die Kondensat- als auch die Gasgewinnung in Schieferreservoiren zu verbessern, ist von großer Bedeutung. Es wurden nur sehr wenige verwandte Studien durchgeführt. In diesem Artikel wurden sowohl experimentelle als auch numerische Studien durchgeführt, um die Leistung von CO2 Huff-n-Puff zur Verbesserung der Kondensatgewinnung in Schieferreservoiren zu bewerten. Experimentell wurden CO2 Huff-n-Puff-Tests an Schieferkernen durchgeführt. Ein theoretisches Feld-Simulationsmodell wurde erstellt. Die Auswirkungen von Injektionsdruck, Injektionszeit und Einwirkzeit auf die Effizienz von CO2 Huff-n-Puff wurden untersucht. Die experimentellen Ergebnisse zeigen, dass die Kondensatgewinnung nach 5 Zyklen von CO2 Huff-n-Puff auf 30,36 % erhöht wurde. Darüber hinaus zeigen die Simulationsergebnisse, dass der Injektionszyklus und der Injektionsdruck optimiert werden sollten, um sicherzustellen, dass der Druck des Hauptkondensatbereichs höher als der Taupunkt-Druck bleibt. Der Einwirkprozess sollte basierend auf dem Injektionsdruck bestimmt werden. Diese Arbeit kann dazu beitragen, die CO2 Huff-n-Puff-verbesserte Ölgewinnung (EOR)-Strategie in Schiefergas-Kondensat-Reservoiren besser zu verstehen.",
    url = "https://doi.org/10.3390/en12010042",
    doi = "10.3390/en12010042",
    openalex = "W2905916867",
    references = "doi10211862930ms"
}

Untersuchung der Wasserflutung von Gas-Kondensat-Reservoiren in verschiedenen Stadien der Erschöpfung (25, 50, 75 % des Taupunktdrucks und am maximalen Kondensationsdruck) mit unterschiedlichem potenziellen Kohlenwasserstoffgehalt von 100, 300 und 500 g/m³ und unterschiedlicher Porenvolumenverdrängung durch Injektion (50, 100 und 150 %). Die Ergebnisse zeigten eine positive Wirkung der Wasserinjektion auf die Steigerung des Kondensatgewinnungsfaktors, jedoch eine Abnahme der Gasproduktion im Vergleich zu den grundlegenden Entwicklungsoptionen bei Erschöpfungsantrieb. Somit wird für Formationssysteme mit mittlerem und hohem Potenzial an flüssigen Kohlenwasserstoffen C 5+ die größte zusätzliche Produktion erzielt, wenn die Wasserinjektion mit minimaler Erschöpfung der Formationenergie beginnt. Während für ein Formationssystem mit niedrigem Potenzial (100 g/m³) der maximale technologische Effekt unter der Bedingung maximaler Erschöpfung erzielt wird. Im Fall von mittlerem und hohem C 5+-Ertrag im Formationsgas wird bei einer leichten Druckabnahme der Formation um 25 oder 50 % des Taupunktdrucks der maximale Anstieg des Kondensatgewinnungsfaktors bei hohen Injektionsraten mit 100 oder 150 % Porenvolumenverdrängung erreicht. Die gewonnenen Ergebnisse können für eine schnelle Screening von potenziellen Methoden zur Beeinflussung des Gas-Kondensat-Reservoirs verwendet werden, und die endgültige Entscheidung bezüglich der technologischen Parameter des Betriebs von Produktions- und Injektionsbohrungen wird aufgrund der Ergebnisse der Optimierung multivariater hydrodynamischer Berechnungen unter Verwendung geologischer und technologischer Modelle getroffen.

@article{doi101051e3sconf202123001010,
    author = "Burachok, O. und Kondrat, Oleksandr und Matkivskyі, S. V.",
    title = "Untersuchung der Effizienz der Wasserflutung von Gas-Kondensat-Reservoiren in verschiedenen Entwicklungsstadien",
    year = "2021",
    journal = "E3S Web of Conferences",
    abstract = "Untersuchung der Wasserflutung von Gas-Kondensat-Reservoiren in verschiedenen Stadien der Erschöpfung (25, 50, 75\% des Taupunktdrucks und am maximalen Kondensationsdruck) mit unterschiedlichem potenziellen Kohlenwasserstoffgehalt von 100, 300 und 500 g/m³ und unterschiedlicher Porenvolumenverdrängung durch Injektion (50, 100 und 150\%). Die Ergebnisse zeigten eine positive Wirkung der Wasserinjektion auf die Steigerung des Kondensatgewinnungsfaktors, jedoch eine Abnahme der Gasproduktion im Vergleich zu den grundlegenden Entwicklungsoptionen bei Erschöpfungsantrieb. Somit wird für Formationssysteme mit mittlerem und hohem Potenzial an flüssigen Kohlenwasserstoffen C 5+ die größte zusätzliche Produktion erzielt, wenn die Wasserinjektion mit minimaler Erschöpfung der Formationenergie beginnt. Während für ein Formationssystem mit niedrigem Potenzial (100 g/m³) der maximale technologische Effekt unter der Bedingung maximaler Erschöpfung erzielt wird. Im Fall von mittlerem und hohem C 5+-Ertrag im Formationsgas wird bei einer leichten Druckabnahme der Formation um 25 oder 50\% des Taupunktdrucks der maximale Anstieg des Kondensatgewinnungsfaktors bei hohen Injektionsraten mit 100 oder 150\% Porenvolumenverdrängung erreicht. Die gewonnenen Ergebnisse können für eine schnelle Screening von potenziellen Methoden zur Beeinflussung des Gas-Kondensat-Reservoirs verwendet werden, und die endgültige Entscheidung bezüglich der technologischen Parameter des Betriebs von Produktions- und Injektionsbohrungen wird aufgrund der Ergebnisse der Optimierung multivariater hydrodynamischer Berechnungen unter Verwendung geologischer und technologischer Modelle getroffen.",
    url = "https://doi.org/10.1051/e3sconf/202123001010",
    doi = "10.1051/e3sconf/202123001010",
    openalex = "W3121886392",
    references = "fishlock1996waterflooding, thomas1995towards"
}

Gas-Kondensat-Reservoire zeigen komplexes thermodynamisches Verhalten, wenn der Reservoirdruck unter dem Taupunkt-Druck liegt, was zur Bildung eines Kondensatbanks im Inneren des Reservoirs führt, einschließlich der Kondensation von Gas und Öl. Aufgrund natürlicher Risse und Mehrphasenströmungen in gebrochenen Gas-Kondensat-Reservoiren kann es zu einer fehlerhaften Interpretation von Druck-Transienten-Daten kommen, wenn traditionelle Mehrphasenmodelle oder allein ein gebrochenes Modell verwendet werden. Dieser Artikel entwickelt ein analytisches Modell für eine Bohrlochtestanalyse in einem Gas-Kondensat-Reservoir mit natürlichen Rissen. Ein dreiregionales zusammengesetztes Modell wurde verwendet, um den Mehrphasenfluss der retrograden Kondensation zu charakterisieren, und die gebrochene Formation wurde durch ein Dual-Permeabilitäts-Medium beschrieben. In der ersten Region waren sowohl die Gas- als auch die Kondensatphasen mobil. In der zweiten Region war das Gas mobil, während die Kondensate stationär waren. In der dritten Region war die einzige bewegliche Phase die Gasphase. Die analytische Lösung wurde durch eine Laplace-Transformation gelöst, um die partiellen Differentialgleichungen in gewöhnliche Differentialgleichungen umzuwandeln. Anschließend wurde die Stehfest-numerische Inversionstechnik verwendet, um die Lösung des vorgeschlagenen Modells in den reellen Raum zu überführen. Anschließend wurde die Typkurve ermittelt und sechs Strömungsregime bestimmt. Der Einfluss mehrerer Faktoren auf die Druckleistung wurde durch eine Sensitivitätsanalyse untersucht. Schließlich wurde die Genauigkeit des Modells durch einen Fallstudienvergleich verifiziert. Die Ergebnisse der Modellanalyse stimmten gut mit den tatsächlichen Formationdaten überein. Das vorgeschlagene Modell bietet einige Einblicke in das Produktionsverhalten von gebrochenen Gas-Kondensat-Reservoiren und kann verwendet werden, um die Produktivität solcher Reservoire zu bewerten.

@article{doi103390en15249442,
    author = "Zhang, Lijun und Yin, Fuguo und Liang, Bin und Cheng, Shiqing und Wang, Yang",
    title = "Pressure Transient Analysis for the Fractured Gas Condensate Reservoir",
    year = "2022",
    journal = "Energies",
    abstract = "Gas-Kondensat-Reservoire zeigen komplexes thermodynamisches Verhalten, wenn der Reservoirdruck unter dem Taupunkt-Druck liegt, was zur Bildung eines Kondensatbanks im Inneren des Reservoirs führt, einschließlich der Kondensation von Gas und Öl. Aufgrund natürlicher Risse und Mehrphasenströmungen in gebrochenen Gas-Kondensat-Reservoiren kann es zu einer fehlerhaften Interpretation von Druck-Transienten-Daten kommen, wenn traditionelle Mehrphasenmodelle oder allein ein gebrochenes Modell verwendet werden. Dieser Artikel entwickelt ein analytisches Modell für eine Bohrlochtestanalyse in einem Gas-Kondensat-Reservoir mit natürlichen Rissen. Ein dreiregionales zusammengesetztes Modell wurde verwendet, um den Mehrphasenfluss der retrograden Kondensation zu charakterisieren, und die gebrochene Formation wurde durch ein Dual-Permeabilitäts-Medium beschrieben. In der ersten Region waren sowohl die Gas- als auch die Kondensatphasen mobil. In der zweiten Region war das Gas mobil, während die Kondensate stationär waren. In der dritten Region war die einzige bewegliche Phase die Gasphase. Die analytische Lösung wurde durch eine Laplace-Transformation gelöst, um die partiellen Differentialgleichungen in gewöhnliche Differentialgleichungen umzuwandeln. Anschließend wurde die Stehfest-numerische Inversionstechnik verwendet, um die Lösung des vorgeschlagenen Modells in den reellen Raum zu überführen. Anschließend wurde die Typkurve ermittelt und sechs Strömungsregime bestimmt. Der Einfluss mehrerer Faktoren auf die Druckleistung wurde durch eine Sensitivitätsanalyse untersucht. Schließlich wurde die Genauigkeit des Modells durch einen Fallstudienvergleich verifiziert. Die Ergebnisse der Modellanalyse stimmten gut mit den tatsächlichen Formationdaten überein. Das vorgeschlagene Modell bietet einige Einblicke in das Produktionsverhalten von gebrochenen Gas-Kondensat-Reservoiren und kann verwendet werden, um die Produktivität solcher Reservoire zu bewerten.",
    url = "https://doi.org/10.3390/en15249442",
    doi = "10.3390/en15249442",
    openalex = "W4311376705",
    references = "doi10211868668ms"
}

Reservoirs für Erdgas und Gas-Kondensat wurden als Potenzial zur Bereitstellung erschwinglicher und sauberer Energiequellen für das globale Bevölkerungswachstum und die industrielle Expansion gleichzeitig vorgeschlagen. Diese Arbeit bewertet die Reservoirsimulation zur Produktionsoptimierung unter Verwendung eines Deep Neural Network-Künstlichen-Neuronale-Netzwerk (DNN-ANN)-Modells zur Vorhersage des Taupunktdrucks in Gas-Kondensat-Reservoirn aus Field-X im Niger-Delta-Gebiet von Nigeria. Der Taupunktdruck (DPP) von Gas-Kondensat-Reservoirn wurde als Funktion der Gaszusammensetzung, der Reservoirtemperatur, des Molekulargewichts und des spezifischen Gewichts des Heptan-plus-Prozentschätzes geschätzt. Die erhaltenen Ergebnisse zeigen, dass der mittlere relative Fehler (MRE) und R-quad (R2) 0,99965 bzw. 3,35% betragen, was darauf hinweist, dass das Modell hervorragend geeignet ist, DPP-Werte vorherzusagen. Das Deep Neural Network-Künstliche-Neuronale-Netzwerk (DNN-ANN)-Modell wurde auch im Vergleich zu früheren Modellen, die von früheren Autoren erstellt wurden, bewertet. Es wurde empfohlen, dass das DNN-ANN-Modell, das in dieser Studie entwickelt wurde, auf Reservoirsimulation und Modellierung der Bohrlochleistungsanalyse, Reservoiringenieurprobleme und Produktionsoptimierung angewendet werden kann.

@article{doi104314jasemv27i1135,
    author = "Abeshi, P. U. und Oliomogbe, Timothy Imanobe und Emegha, Joseph Onyeka und Adeyeye, V.A. und Atunwa, Y. O.",
    title = "Anwendung eines Deep Neural Network-Künstlichen-Neuronale-Netzwerk-Modells zur Vorhersage des Taupunktdrucks in Gas-Kondensat-Reservoirn aus Field-X im Niger-Delta-Gebiet, Nigeria",
    year = "2023",
    journal = "Journal of applied science and environmental management",
    abstract = "Reservoirs für Erdgas und Gas-Kondensat wurden als Potenzial zur Bereitstellung erschwinglicher und sauberer Energiequellen für das globale Bevölkerungswachstum und die industrielle Expansion gleichzeitig vorgeschlagen. Diese Arbeit bewertet die Reservoirsimulation zur Produktionsoptimierung unter Verwendung eines Deep Neural Network-Künstlichen-Neuronale-Netzwerk (DNN-ANN)-Modells zur Vorhersage des Taupunktdrucks in Gas-Kondensat-Reservoirn aus Field-X im Niger-Delta-Gebiet von Nigeria. Der Taupunktdruck (DPP) von Gas-Kondensat-Reservoirn wurde als Funktion der Gaszusammensetzung, der Reservoirtemperatur, des Molekulargewichts und des spezifischen Gewichts des Heptan-plus-Prozentschätzes geschätzt. Die erhaltenen Ergebnisse zeigen, dass der mittlere relative Fehler (MRE) und R-quad (R2) 0,99965 bzw. 3,35% betragen, was darauf hinweist, dass das Modell hervorragend geeignet ist, DPP-Werte vorherzusagen. Das Deep Neural Network-Künstliche-Neuronale-Netzwerk (DNN-ANN)-Modell wurde auch im Vergleich zu früheren Modellen, die von früheren Autoren erstellt wurden, bewertet. Es wurde empfohlen, dass das DNN-ANN-Modell, das in dieser Studie entwickelt wurde, auf Reservoirsimulation und Modellierung der Bohrlochleistungsanalyse, Reservoiringenieurprobleme und Produktionsoptimierung angewendet werden kann.",
    url = "https://doi.org/10.4314/jasem.v27i11.35",
    doi = "10.4314/jasem.v27i11.35",
    openalex = "W4389673199",
    references = "crossref2017gascondensate"
}

Das Gas-Kondensat-Reservoir wird als Erdgas-Ressource klassifiziert, die Kondensat-Flüssigkeit im Reservoir produziert, wenn der Druck im Reservoir unter den Taupunkt fällt. Eine innovative Strategie zur Bewältigung der Kondensat-Verstopfung in der Nähe des Bohrlochs besteht darin, die Benetzbarkeit der Oberfläche des Reservoirgesteins zu verändern. Dies wird durch chemische Behandlung erreicht, indem die Oberfläche von einem Zustand starker Flüssigkeitsbenetzung zu entweder starker oder mittlerer Gasbenetzung überführt wird. Dieser moderne Ansatz mildert die Kondensat-Verstopfung und ihre damit verbundenen Herausforderungen effektiv ab. Das Einstellen und Aufrechterhalten der Benetzbarkeitsbedingungen in Gas-Reservoiren erfordert geeignete Chemikalien für einen bestimmten Reservoirzustand. Der Artikel präsentiert eine gründliche Überprüfung der Benetzbarkeit und der Prozesse, die an der Benetzbarkeitsänderung speziell in Gas-Kondensat-Reservoiren beteiligt sind. Anschließend werden die häufig verwendeten Benetzbarkeitsänderungs-Chemikalien sowie ihre induzierten Strömungsmechanismen diskutiert und zusammen mit einer molekularen Modellierungsperspektive auf moderne Probleme der Benetzung und Grenzflächenphänomene überprüft. Dieser Artikel konzentriert sich auch auf die Verwendung von Nanopartikeln und Fluorchemikalien als Benetzbarkeitsänderungs-Agenten, da fluoridierte Nanopartikel angeblich überlegen zu den chemischen Benetzbarkeitsänderungs-Agenten sind, da sie die Benetzbarkeit der Gesteinsoberfläche durch Änderung sowohl der Oberflächenenergie als auch der Oberflächenrauheit verändern. Diese Übersicht zeigt die vielversprechende Verwendung verschiedener Nanopartikel zusammen mit Fluormaterialien zur Verbesserung der endgültigen Kohlenwasserstoffgewinnung in Gas-Kondensat-Reservoiren an. Im nächsten Teil werden molekulardynamische Simulationen der Imbibition von n-Alkanen in Kerogen-organischen Spalten vorgestellt. Der Einfluss von kompetitiver Adsorption auf Mehrkomponentenströmungen von Rohöl und Benetzungsübergang auf Oberflächen mit molekularer Rauheit wird diskutiert. Tatsächliche Probleme und Herausforderungen molekularer Modellierungsmethoden werden ebenfalls vorgestellt.

@article{doi101021acsenergyfuels3c03515,
    author = "Kazemi, Fatemeh und Khlyupin, Aleksey und Azin, Reza und Osfouri, Shahriar und Khosravi, Arash und Sedaghat, Mohammad Hossein und Kazemzadeh, Yousef und Gerke, Kirill M. und Karsanina, Marina V.",
    title = "Wettability Alteration in Gas Condensate Reservoirs: A Critical Review of the Opportunities and Challenges",
    year = "2024",
    journal = "Energy \& Fuels",
    abstract = "The gas condensate reservoir is classified as a natural gas resource that produces condensate liquid in the reservoir when the pressure in the reservoir drops below the dew point. An innovative strategy to address condensate blockage near the wellbore involves modifying the wettability of the surface of the reservoir rock. This is achieved through chemical treatment, transitioning the surface from a state of strong liquid-wetting to either strong or intermediate gas-wetting. This modern approach effectively mitigates condensate blockage and its associated challenges. Adjusting and sustaining wettability conditions within gas reservoirs requires proper chemicals for a certain reservoir condition. The paper presents a thorough review of wettability and the processes involved in wettability alteration specifically in gas condensate reservoirs. Then, the commonly used wettability alteration chemicals along with their induced flow mechanisms are discussed and reviewed together with a molecular modeling point of view on modern problems of wetting and interfacial phenomena. This paper also focuses on using nanoparticles and fluorochemicals as wettability alteration agents, given that fluorinated nanoparticles are allegedly superior to the chemical wettability altering agents as they change the wettability of the rock surface by modifying both surface energy and surface roughness. This Review indicates the promising use of various nanoparticles along with fluoro materials to enhance ultimate hydrocarbon recovery in gas condensate reservoirs. In the next part, molecular dynamic simulation of imbibition of n-alkanes in kerogen organic slits are presented. The influence of competitive adsorption on multicomponent flows of crude oil and wetting transition on surfaces with molecular roughness are discussed. Actual problems and challenges of molecular modeling methods are also presented.",
    url = "https://doi.org/10.1021/acs.energyfuels.3c03515",
    doi = "10.1021/acs.energyfuels.3c03515",
    openalex = "W4391134604",
    references = "doi10211815875pa, esmaeili2015enhancing"
}

Tiefe Kondensatgasreservoire weisen hochkomplexe und variable Phasenverhalten auf, was es entscheidend macht, das Verhältnis zwischen Fluidphasenzuständen und Strömungsmustern zu verstehen. Diese Studie führt eine umfassende Analyse des tatsächlichen Produktionsprozesses des tiefen Kondensatgasbrunnens A1 in einem bestimmten Ölfeld in China durch. Durch die Kombination von Phasenverhaltensanalyse und CMG-Software-Simulationen untersucht die Studie systematisch Phasenübergänge, Viskosität und Dichteänderungen in den Gas- und Flüssigkeitsphasen unter verschiedenen Druckbedingungen bei einer Reservoirtemperatur von 165°C. Die Forschung umfasst drei entscheidende Entwässerungsstadien des Reservoirs: Einphasenströmung, Zweiphasenübergang und Zweiphasenströmung. Die Ergebnisse zeigen, dass retrograde Kondensation auftritt, wenn der Druck unter den Taupunkt-Druck fällt, wobei die maximale Kondensatflüssigkeitsproduktion bei etwa 25 MPa erreicht wird. Mit abnehmendem Druck nehmen die Gasphasendichte und -viskosität allmählich ab, während die Flüssigkeitsphasendichte und -viskosität einen zunehmenden Trend aufweisen. Im anfänglichen Einphasenströmungsstadium wird ein konsistenter Gas-Öl-Verhältnis beobachtet, wenn sowohl der Bohrloch- als auch der Reservoirdruck höher als der Taupunkt-Druck sind. Allerdings löst ein plötzlicher Druckabfall im Bohrloch unter den Taupunkt die Produktion von Kondensatöl aus, was die nachfolgende Gas- und Ölproduktion erheblich reduziert. Im Übergangsstadium der Zweiphasenströmung zeigt das Reservoir bei weiterer Abnahme des Bohrlochdrucks ein komplexes Strömungsregime mit koexistierenden Bereichen von Gas und Flüssigkeit. Im nachfolgenden Zweiphasenströmungsstadium wird bei sowohl Bohrloch- als auch Reservoirdruck unter dem Taupunkt-Druck ein signifikanter Anstieg des Gas-Öl-Verhältnisses beobachtet. Das Reservoir manifestiert ein Zweiphasenströmungsregime, frei von Bereichen der Einphasengasströmung. Für Niederdruckbedingungen in tiefen Kondensatgasreservoiren sind Überlegungen zur Gasinjektion, Gaslift und zyklischer Gasinjektion und -förderung in umliegenden Brunnen erforderlich. Zusätzlich können Techniken wie heiße Stickstoff- oder CO-Injektion eingesetzt werden, um Schäden durch retrograde Kondensation zu mildern. Die Implikationen dieser Studie sind entscheidend für die Entwicklung gezielter Entwicklungsstrategien und die Verbesserung der Gesamtentwicklung von tiefen Kondensatgasreservoiren.

@article{doi1032604ee2024052007,
    author = "Liu, Qiang und Wang, Rujun und Zhang, Yintao und Sun, Chong und Yang, Meichun und Su, Yuliang und Wang, Wendong und Shi, Ying und Chen, Zheng",
    title = "Phasenübergänge und Durchströmungseigenschaften während der Entwässerungsentwicklung von tiefen Kondensatgasreservoiren",
    year = "2024",
    journal = "Energy Engineering",
    abstract = "Tiefe Kondensatgasreservoire weisen hochkomplexe und variable Phasenverhalten auf, was es entscheidend macht, das Verhältnis zwischen Fluidphasenzuständen und Strömungsmustern zu verstehen. Diese Studie führt eine umfassende Analyse des tatsächlichen Produktionsprozesses des tiefen Kondensatgasbrunnens A1 in einem bestimmten Ölfeld in China durch. Durch die Kombination von Phasenverhaltensanalyse und CMG-Software-Simulationen untersucht die Studie systematisch Phasenübergänge, Viskosität und Dichteänderungen in den Gas- und Flüssigkeitsphasen unter verschiedenen Druckbedingungen bei einer Reservoirtemperatur von 165°C. Die Forschung umfasst drei entscheidende Entwässerungsstadien des Reservoirs: Einphasenströmung, Zweiphasenübergang und Zweiphasenströmung. Die Ergebnisse zeigen, dass retrograde Kondensation auftritt, wenn der Druck unter den Taupunkt-Druck fällt, wobei die maximale Kondensatflüssigkeitsproduktion bei etwa 25 MPa erreicht wird. Mit abnehmendem Druck nehmen die Gasphasendichte und -viskosität allmählich ab, während die Flüssigkeitsphasendichte und -viskosität einen zunehmenden Trend aufweisen. Im anfänglichen Einphasenströmungsstadium wird ein konsistenter Gas-Öl-Verhältnis beobachtet, wenn sowohl der Bohrloch- als auch der Reservoirdruck höher als der Taupunkt-Druck sind. Allerdings löst ein plötzlicher Druckabfall im Bohrloch unter den Taupunkt die Produktion von Kondensatöl aus, was die nachfolgende Gas- und Ölproduktion erheblich reduziert. Im Übergangsstadium der Zweiphasenströmung zeigt das Reservoir bei weiterer Abnahme des Bohrlochdrucks ein komplexes Strömungsregime mit koexistierenden Bereichen von Gas und Flüssigkeit. Im nachfolgenden Zweiphasenströmungsstadium wird bei sowohl Bohrloch- als auch Reservoirdruck unter dem Taupunkt-Druck ein signifikanter Anstieg des Gas-Öl-Verhältnisses beobachtet. Das Reservoir manifestiert ein Zweiphasenströmungsregime, frei von Bereichen der Einphasengasströmung. Für Niederdruckbedingungen in tiefen Kondensatgasreservoiren sind Überlegungen zur Gasinjektion, Gaslift und zyklischer Gasinjektion und -förderung in umliegenden Brunnen erforderlich. Zusätzlich können Techniken wie heiße Stickstoff- oder CO-Injektion eingesetzt werden, um Schäden durch retrograde Kondensation zu mildern. Die Implikationen dieser Studie sind entscheidend für die Entwicklung gezielter Entwicklungsstrategien und die Verbesserung der Gesamtentwicklung von tiefen Kondensatgasreservoiren.",
    url = "https://doi.org/10.32604/ee.2024.052007",
    doi = "10.32604/ee.2024.052007",
    openalex = "W4400839440",
    references = "fishlock1996waterflooding"
}

Diese Studie untersucht die Optimierung der Kondensatgewinnung in einem retrograden Gasreservoir, bei der die Produktionseffizienz durch komplexe Wechselwirkungen zwischen ober- und unterirdischen Prozessen beeinträchtigt wird. Eine genaue Modellierung dieser Wechselwirkungen ist für eine zuverlässige Produktionsprognose und ökonomische Bewertung unerlässlich. Diese Forschung vergleicht die Wirksamkeit zweier Simulationsmethoden: (1) eigenständige Reservoirmodellierung und (2) integrierte Modellierung, die das Reservoir, Brunnen, Pipelines und Oberflächenanlagen unter verschiedenen Gaswiederinjektions- und Produktionsszenarien umfasst. Wichtige ökonomische Kennzahlen, einschließlich des Barwerts (NPV) und des modifizierten internen Zinsfußes (MIRR), werden verwendet, um die Machbarkeit von Szenarien zu bewerten und optimale Gewinnungsstrategien zu identifizieren. Die Ergebnisse zeigen, dass die integrierte Modellierung die Genauigkeit der Produktionsprognosen erheblich verbessert, indem sie Abhängigkeiten erfasst, die in eigenständigen Modellen oft vernachlässigt werden. Insbesondere führte die optimierte Gaswiederinjektion im integrierten Modell zu einer Steigerung der Kondensatgewinnung um 15 % und einer verbesserten Aufrechterhaltung des Reservoirdrucks, wodurch eine nachhaltige Produktivität ermöglicht wird. Ökonomisch ergaben integrierte Simulationen einen NPV, der unter optimalen Wiederinjektionsbedingungen bis zu 10 % höher war als bei der eigenständigen Herangehensweise, was eine verbesserte ökonomische Widerstandsfähigkeit gegenüber Marktschwankungen anzeigt. Durch diese Methodik bietet die Studie einen umfassenderen Rahmen zur Bewertung der technischen und ökonomischen Leistung im Management von Gas-Kondensat-Reservoirs und liefert verfeinerte Werkzeuge für fundierte Entscheidungsfindung in komplexen Feldoperationen.

@article{doi101007s13202025020441,
    author = "Kaykanloo, Masud Ramezanian und Khademvatani, Asgar und Amiri, Hossein Ali Akhlaghi",
    title = "Techno-ökonomische Bewertung der Produktionsintegration von einem Reservoir bis zum Markt unter mehreren Szenarien: Eine Fallstudie eines Kondensatgasreservoirs",
    year = "2025",
    journal = "Journal of Petroleum Exploration and Production Technology",
    abstract = "Diese Studie untersucht die Optimierung der Kondensatgewinnung in einem retrograden Gasreservoir, bei der die Produktionseffizienz durch komplexe Wechselwirkungen zwischen ober- und unterirdischen Prozessen beeinträchtigt wird. Eine genaue Modellierung dieser Wechselwirkungen ist für eine zuverlässige Produktionsprognose und ökonomische Bewertung unerlässlich. Diese Forschung vergleicht die Wirksamkeit zweier Simulationsmethoden: (1) eigenständige Reservoirmodellierung und (2) integrierte Modellierung, die das Reservoir, Brunnen, Pipelines und Oberflächenanlagen unter verschiedenen Gaswiederinjektions- und Produktionsszenarien umfasst. Wichtige ökonomische Kennzahlen, einschließlich des Barwerts (NPV) und des modifizierten internen Zinsfußes (MIRR), werden verwendet, um die Machbarkeit von Szenarien zu bewerten und optimale Gewinnungsstrategien zu identifizieren. Die Ergebnisse zeigen, dass die integrierte Modellierung die Genauigkeit der Produktionsprognosen erheblich verbessert, indem sie Abhängigkeiten erfasst, die in eigenständigen Modellen oft vernachlässigt werden. Insbesondere führte die optimierte Gaswiederinjektion im integrierten Modell zu einer Steigerung der Kondensatgewinnung um 15 % und einer verbesserten Aufrechterhaltung des Reservoirdrucks, wodurch eine nachhaltige Produktivität ermöglicht wird. Ökonomisch ergaben integrierte Simulationen einen NPV, der unter optimalen Wiederinjektionsbedingungen bis zu 10 % höher war als bei der eigenständigen Herangehensweise, was eine verbesserte ökonomische Widerstandsfähigkeit gegenüber Marktschwankungen anzeigt. Durch diese Methodik bietet die Studie einen umfassenderen Rahmen zur Bewertung der technischen und ökonomischen Leistung im Management von Gas-Kondensat-Reservoirs und liefert verfeinerte Werkzeuge für fundierte Entscheidungsfindung in komplexen Feldoperationen.",
    url = "https://doi.org/10.1007/s13202-025-02044-1",
    doi = "10.1007/s13202-025-02044-1",
    openalex = "W4414120133",
    references = "crossref2017gascondensate"
}