| 000 | 09682nla2a2200637 4500 | ||
|---|---|---|---|
| 001 | 348050 | ||
| 005 | 20231029235025.0 | ||
| 035 | _a(RuTPU)RU\TPU\book\380010 | ||
| 035 | _aRU\TPU\book\379998 | ||
| 090 | _a348050 | ||
| 100 | _a20221012d2022 k y0rusy50 ca | ||
| 101 | 0 | _arus | |
| 102 | _aRU | ||
| 135 | _adrcn ---uucaa | ||
| 181 | 0 | _ai | |
| 182 | 0 | _ab | |
| 200 | 1 |
_aМетодика подбора режима разработки нефтегазоконденсатной залежи с помощью гидродинамического моделирования _fВ. А. Кряжев, Я. А. Кряжев, А. Я. Гильманов, А. П. Шевелев |
|
| 203 |
_aТекст _cэлектронный |
||
| 215 | _a1 файл (1 167 Kb) | ||
| 230 | _aЭлектронные текстовые данные (1 файл : 1 167 Kb) | ||
| 300 | _aЗаглавие с титульного листа | ||
| 320 | _a[Библиогр.: с. 144-145 (20 назв.)] | ||
| 330 | _aАктуальность. Увеличение доли трудноизвлекаемых запасов нефти среди всех месторождений углеводородов приводит к необходимости разработки газоконденсатных залежей с нефтяными оторочками. Газ, имеющий меньшую плотность, чем нефть, располагается выше неё и формирует газовую шапку. Если добывается газ из этой шапки, давление в пласте снижается. За счет появления градиента давления между газовой шапкой и нефтяной оторочкой происходит фильтрация нефти в изначально газонасыщенную область залежи. Часть такой нефти становится неизвлекаемой традиционными способами в силу наличия критической нефтенасыщенности. Разработка нефтяной оторочки и отсрочка разработки газовой шапки далеко не всегда является экономически оптимальным решением. Поэтому актуальной задачей является выбор режима разработки нефтегазоконденсатной залежи. Такой выбор можно осуществить с помощью зарекомендовавшего себя в нефтегазовой промышленности гидродинамического моделирования. Целью работы является создание методики подбора режима разработки месторождений с нефтяной оторочкой и газовой шапкой с помощью гидродинамического моделирования. | ||
| 330 | _aОбъекты: газоконденсатные залежи с нефтяными оторочками. Методы. Моделирование основано на использовании классических законов сохранения массы и импульса для многофазной среды, решаемых с помощью неявной конечно-разностной схемы для давления и явной схемы для насыщенности фаз в гидродинамическом симуляторе. Рассчитывается несколько вариантов для одного месторождения с различными режимами разработки, отличающимися по времени перехода к совместной добычи нефти из оторочки и газа из газовой шапки, оценивается коэффициент извлечения нефти. Результаты. С использованием гидродинамического симулятора получены значения конечных коэффициентов извлечения нефти для всех вариантов разработки. Установлено, что наибольший коэффициент извлечения нефти достигается при изначальной добыче нефти без разработки газовой шапки. Показано, что более поздний ввод газовой шапки в эксплуатацию позволяет достичь больших значений коэффициента извлечения нефти. Обоснован ввод в разработку газовой шапки спустя 15-20 лет после начала разработки нефтяной оторочки. | ||
| 330 | _aThe relevance. Increase in the share of hard-to-recover oil reserves among all hydrocarbon deposits leads to the need to develop gas condensate fields with oil rims. Gas with lower density than oil is located above it and forms a gas cap. If gas is produced from this cap, the reservoir pressure decreases. Due to a pressure gradient between the gas cap and the oil rim, oil flows into the initially gas-saturated area of the formation. Some of this oil becomes unrecoverable by traditional methods due to the presence of residual oil saturation. The development of an oil rim and the postponement of the development of a gas cap is not always an economically optimal solution. Therefore, a relevant task is to choose the mode of development of an oil and gas condensate field. Such a choice can be made using hydrodynamic simulation, which has shown itself well in the oil and gas industry. The main aim of the work is to create a methodology for selecting the mode of development of the field with an oil rim and a gas cap using hydrodynamic simulation. | ||
| 330 | _aObjects of the research are gas condensate deposits with oil rims. Methods. Simulation is based on the use of classical laws of conservation of mass and momentum for a multiphase medium, solved using an implicit finite-difference scheme for pressure and an explicit scheme for phase saturation in hydrodynamic simulator. Several options are calculated for one field with various development modes, differing in the time of transition to joint production of oil from the rim and gas from the gas cap, the oil recovery factor is estimated. Results. Using a hydrodynamic simulator, the values of the final oil recovery factors for all development modes were obtained. It is established that the highest oil recovery factor is achieved with the initial oil production without the development of a gas cap. It is shown that the later development of the gas cap makes it possible to achieve large values of the oil recovery factor. The introduction of the gas cap into development 15-20 years after the beginning of the development of the oil rim is justified. | ||
| 453 |
_tMethodology for selecting the mode of development of oil and gas condensate deposit using hydrodynamic simulation _fV. A. Kriazhev [et al.] |
||
| 461 | 1 |
_0(RuTPU)RU\TPU\book\312844 _x2413-1830 _tИзвестия Томского политехнического университета [Известия ТПУ]. Инжиниринг георесурсов _fНациональный исследовательский Томский политехнический университет (ТПУ) _lBulletin of the Tomsk Polytechnic University. Geo Assets Engineering _d2015- |
|
| 463 | 1 |
_0(RuTPU)RU\TPU\book\379985 _tТ. 333, № 9 _v[С. 137-147] _d2022 |
|
| 610 | 1 | _aэлектронный ресурс | |
| 610 | 1 | _aгидродинамическое моделирование | |
| 610 | 1 | _aнефтегазоконденсатные месторождения | |
| 610 | 1 | _aмеханика сплошных сред | |
| 610 | 1 | _aзакон сохранения массы | |
| 610 | 1 | _aфильтрация | |
| 610 | 1 | _aжидкости | |
| 610 | 1 | _aпористые среды | |
| 610 | 1 | _aнефтяная оторочка | |
| 610 | 1 | _ahydrodynamic simulation | |
| 610 | 1 | _aoil and gas condensate field | |
| 610 | 1 | _acontinuum mechanics | |
| 610 | 1 | _alaw of conservation of mass | |
| 610 | 1 | _afiltration of liquid in a porous medium | |
| 610 | 1 | _aoil rim | |
| 701 | 1 |
_aКряжев _bВ. А. _gВсеволод Александрович _6z01712 |
|
| 701 | 1 |
_aКряжев _bЯ. А. _gЯрослав Александрович _6z02712 |
|
| 701 | 1 |
_aГильманов _bА. Я. _gАлександр Янович _6z03712 |
|
| 701 | 1 |
_aШевелев _bА. П. _gАлександр Павлович _6z04712 |
|
| 712 | 0 | 2 |
_aТюменский государственный университет _2stltpush _3(RuTPU)RU\TPU\col\4661 _6z01701 |
| 712 | 0 | 2 |
_aТюменский государственный университет _2stltpush _3(RuTPU)RU\TPU\col\4661 _6z02701 |
| 712 | 0 | 2 |
_aТюменский государственный университет _2stltpush _3(RuTPU)RU\TPU\col\4661 _6z03701 |
| 712 | 0 | 2 |
_aТюменский государственный университет _2stltpush _3(RuTPU)RU\TPU\col\4661 _6z04701 |
| 801 | 2 |
_aRU _b63413507 _c20221024 _gRCR |
|
| 856 | 4 | _uhttps://earchive.tpu.ru/bitstream/11683/73203/1/bulletin_tpu-2022-v333-i9-12.pdf | |
| 856 | 4 | _uhttps://doi.org/10.18799/24131830/2022/9/3579 | |
| 942 | _cCF | ||