| 000 | 09753nla2a2200721 4500 | ||
|---|---|---|---|
| 001 | 348153 | ||
| 005 | 20231029235032.0 | ||
| 035 | _a(RuTPU)RU\TPU\book\380113 | ||
| 035 | _aRU\TPU\book\380102 | ||
| 090 | _a348153 | ||
| 100 | _a20221108d2022 k y0rusy50 ca | ||
| 101 | 0 | _arus | |
| 102 | _aRU | ||
| 135 | _adrcn ---uucaa | ||
| 181 | 0 | _ai | |
| 182 | 0 | _ab | |
| 200 | 1 |
_aСоздание и эксплуатация интегрированной модели, учитывающей особенности газоконденсатной залежи _fВ. Г. Зипир, А. Г. Менгалиев, А. Г. Рясный [и др.] |
|
| 203 |
_aТекст _cэлектронный |
||
| 215 | _a1 файл (1 150 Kb) | ||
| 230 | _aЭлектронные текстовые данные (1 файл : 1 150 Kb) | ||
| 300 | _aЗаглавие с титульного листа | ||
| 320 | _a[Библиогр.: с. 155-156 (33 назв.)] | ||
| 330 | _aАктуальность исследования обусловлена тем, что на современном этапе развития нефтегазовой отрасли основные подходы при прогнозировании уровней добычи углеводородов и принятии концептуальных проектных решений по активам основываются на использовании интегрированных моделей, учитывающих полный процесс добычи и транспортировки углеводородов от пласта до пунктов подготовки, а иногда и до точки экспорта в магистральный трубопровод. При этом важно не превысить реальный потенциал основного узла - гидродинамической модели, особенно на трудноразразрабатываемых автономных арктических месторождениях, где ошибка проектирования может обойтись многократно дороже относительно классических месторождений. Цель: создать интегрированную модель газоконденсатного промысла, обладающую удовлетворительной прогнозной способностью с учетом особенностей конкретного месторождения и получить реальный эффект от использования расчетов на базе интегрированной модели. Объект: газоконденсатная залежь сортымской свиты одного из арктических месторождений. | ||
| 330 | _aМетоды: аналитическое моделирование разработки газоконденсатной залежи, вероятностные подходы к параметрам неопределенности геологической модели, использование гидродинамического симулятора Schlumberger Eclipse, интегрированное моделирование газоконденсатного актива арктического месторождения. Результаты. Описаны подходы по созданию и актуализации гидродинамической модели газоконденсатной залежи, позволяющей воспроизвести темпы снижения пластового давления, продуктивности и выполнить расчет уровней добычи УВ с учетом существующих рисков. Также на созданной интегрированной модели выполнены расчеты, учитывающие неопределенности геологического строения залежи. Выполнено сравнение предыдущей версии интегрированной модели и новой с учетом комплексирования использованных подходов. При помощи расчетов на интегрированной модели обоснована номинальная производительность дожимной компрессорной станции. | ||
| 330 | _aThe relevance of the study is caused by the fact that at the present stage of the oil and gas industry evolution the main approaches to forecasting hydrocarbon production levels and making conceptual design decisions on assets are based on using the integrated models, taking into account the full process of hydrocarbon production and transportation from reservoir to preparation points, and sometimes to the point of export to the main pipeline. At the same time, it is important not to exceed the real potential of the main node - the hydrodynamic model, especially on the hard-to-develop autonomous Arctic fields, where the design error can cost many times more relative to the classic fields. The main aim of the research is to create an integrated model of the gas condensate field, which has a satisfactory predictive ability of the specific field and get a real effect from the use of calculations based on the integrated model. Object of the research is the gas condensate deposit of the Sortym formation of one of the Arctic fields. | ||
| 330 | _aMethods: analytical simulation of the gas condensate reservoir development, probabilistic approaches to the geological model uncertainty parameters, using the Schlumberger Eclipse hydrodynamic simulator, integrated simulation of the gas condensate asset of the arctic field. Results. The work describes approaches to create and update the hydrodynamic model of the gas condensate reservoir, which allows reproducing the rate of declining reservoir pressure, productivity and performing calculations of hydrocarbon production levels, taking into account the existing risks. Using this integrated model the calculations were made, taking into account the uncertainty of the geological structure of the reservoir. The previous version of the integrated model was compared with the new one, considering the combination of the used approaches. Using the calculations of the integrated model, the nominal capacity of the gas compressor unit for the designed booster compressor station was substantiated. | ||
| 453 |
_tCreation and exploitation of the integrated model, taking into account the features of the gas condensate deposit _fV. G. Zipir [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\380098 _tТ. 333, № 10 _v[С. 159-168] _d2022 |
|
| 610 | 1 | _aэлектронный ресурс | |
| 610 | 1 | _aинтегрированные модели | |
| 610 | 1 | _aгеолого-технологические модели | |
| 610 | 1 | _aадаптация | |
| 610 | 1 | _aдолгосрочное планирование | |
| 610 | 1 | _aдобыча | |
| 610 | 1 | _aуглеводороды | |
| 610 | 1 | _aгазоконденсатные месторождения | |
| 610 | 1 | _aматериальный баланс | |
| 610 | 1 | _aгидродинамические исследования | |
| 610 | 1 | _aпласты | |
| 610 | 1 | _aскважины | |
| 610 | 1 | _aintegrated model | |
| 610 | 1 | _apermanent geological and technological model | |
| 610 | 1 | _amodel adaptation | |
| 610 | 1 | _along-term planning of hydrocarbon production levels | |
| 610 | 1 | _agas condensate field | |
| 610 | 1 | _amaterial balance | |
| 610 | 1 | _awell tests | |
| 701 | 1 |
_aЗипир _bВ. Г. _gВладислав Геннадьевич _6z01712 |
|
| 701 | 1 |
_aМенгалиев _bА. Г. _gАлександр Генрихович _6z02712 |
|
| 701 | 1 |
_aРясный _bА. Г. _gАлександр Геннадьевич _6z03712 |
|
| 701 | 1 |
_aКурбатова _bМ. Н. _gМарина Николаевна _6z04712 |
|
| 701 | 1 |
_aРудая _bО. М. _gОксана Михайловна _6z05712 |
|
| 712 | 0 | 2 |
_aТПП «Ямалнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» _6z01701 |
| 712 | 0 | 2 |
_a«Ямалнефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» _6z02701 |
| 712 | 0 | 2 |
_aПермский национальный исследовательский политехнический университет _c(2011- ) _2stltpush _3(RuTPU)RU\TPU\col\19942 _6z02701 |
| 712 | 0 | 2 |
_aФилиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть» в г. Тюмени _6z03701 |
| 712 | 0 | 2 |
_aФилиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть» в г. Тюмени _6z04701 |
| 712 | 0 | 2 |
_aФилиал ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть» в г. Тюмени _6z05701 |
| 801 | 2 |
_aRU _b63413507 _c20221115 _gRCR |
|
| 856 | 4 | _uhttps://earchive.tpu.ru/bitstream/11683/73806/1/bulletin_tpu-2022-v333-i10-15.pdf | |
| 856 | 4 | _uhttps://doi.org/10.18799/24131830/2022/10/3655 | |
| 942 | _cCF | ||