Методика подбора режима разработки нефтегазоконденсатной залежи с помощью гидродинамического моделирования; Известия Томского политехнического университета [Известия ТПУ]. Инжиниринг георесурсов; Т. 333, № 9
| Parent link: | Известия Томского политехнического университета [Известия ТПУ]. Инжиниринг георесурсов=Bulletin of the Tomsk Polytechnic University. Geo Assets Engineering/ Национальный исследовательский Томский политехнический университет (ТПУ).— , 2015-.— 2413-1830 Т. 333, № 9.— 2022.— [С. 137-147] |
|---|---|
| Autor corporatiu: | |
| Altres autors: | , , , |
| Sumari: | Заглавие с титульного листа Актуальность. 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. Объекты: 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. The 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. Objects 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. |
| Idioma: | rus |
| Publicat: |
2022
|
| Matèries: | |
| Accés en línia: | https://earchive.tpu.ru/bitstream/11683/73203/1/bulletin_tpu-2022-v333-i9-12.pdf https://doi.org/10.18799/24131830/2022/9/3579 |
| Format: | MixedMaterials Electrònic Capítol de llibre |
| KOHA link: | https://koha.lib.tpu.ru/cgi-bin/koha/opac-detail.pl?biblionumber=348050 |
MARC
| LEADER | 00000nla2a2200000 4500 | ||
|---|---|---|---|
| 001 | 348050 | ||
| 005 | 20231102010051.0 | ||
| 035 | |a (RuTPU)RU\TPU\book\380010 | ||
| 035 | |a RU\TPU\book\379998 | ||
| 090 | |a 348050 | ||
| 100 | |a 20221012d2022 k y0rusy50 ca | ||
| 101 | 0 | |a rus | |
| 102 | |a RU | ||
| 135 | |a drcn ---uucaa | ||
| 181 | 0 | |a i | |
| 182 | 0 | |a b | |
| 200 | 1 | |a Методика подбора режима разработки нефтегазоконденсатной залежи с помощью гидродинамического моделирования |f В. А. Кряжев, Я. А. Кряжев, А. Я. Гильманов, А. П. Шевелев | |
| 203 | |a Текст |c электронный | ||
| 215 | |a 1 файл (1 167 Kb) | ||
| 230 | |a Электронные текстовые данные (1 файл : 1 167 Kb) | ||
| 300 | |a Заглавие с титульного листа | ||
| 320 | |a [Библиогр.: с. 144-145 (20 назв.)] | ||
| 330 | |a Актуальность. 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 | |a Объекты: 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 | |a The 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 | |a Objects 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 | |t Methodology for selecting the mode of development of oil and gas condensate deposit using hydrodynamic simulation |f V. A. Kriazhev [et al.] | ||
| 461 | 1 | |0 (RuTPU)RU\TPU\book\312844 |x 2413-1830 |t Известия Томского политехнического университета [Известия ТПУ]. Инжиниринг георесурсов |f Национальный исследовательский Томский политехнический университет (ТПУ) |l Bulletin of the Tomsk Polytechnic University. Geo Assets Engineering |d 2015- | |
| 463 | 1 | |0 (RuTPU)RU\TPU\book\379985 |t Т. 333, № 9 |v [С. 137-147] |d 2022 | |
| 610 | 1 | |a электронный ресурс | |
| 610 | 1 | |a гидродинамическое моделирование | |
| 610 | 1 | |a нефтегазоконденсатные месторождения | |
| 610 | 1 | |a механика сплошных сред | |
| 610 | 1 | |a закон сохранения массы | |
| 610 | 1 | |a фильтрация | |
| 610 | 1 | |a жидкости | |
| 610 | 1 | |a пористые среды | |
| 610 | 1 | |a нефтяная оторочка | |
| 610 | 1 | |a hydrodynamic simulation | |
| 610 | 1 | |a oil and gas condensate field | |
| 610 | 1 | |a continuum mechanics | |
| 610 | 1 | |a law of conservation of mass | |
| 610 | 1 | |a filtration of liquid in a porous medium | |
| 610 | 1 | |a oil rim | |
| 701 | 1 | |a Кряжев |b В. А. |g Всеволод Александрович |6 z01712 | |
| 701 | 1 | |a Кряжев |b Я. А. |g Ярослав Александрович |6 z02712 | |
| 701 | 1 | |a Гильманов |b А. Я. |g Александр Янович |6 z03712 | |
| 701 | 1 | |a Шевелев |b А. П. |g Александр Павлович |6 z04712 | |
| 712 | 0 | 2 | |a Тюменский государственный университет |2 stltpush |3 (RuTPU)RU\TPU\col\4661 |6 z01701 |9 24005 |
| 712 | 0 | 2 | |a Тюменский государственный университет |2 stltpush |3 (RuTPU)RU\TPU\col\4661 |6 z02701 |9 24005 |
| 712 | 0 | 2 | |a Тюменский государственный университет |2 stltpush |3 (RuTPU)RU\TPU\col\4661 |6 z03701 |9 24005 |
| 712 | 0 | 2 | |a Тюменский государственный университет |2 stltpush |3 (RuTPU)RU\TPU\col\4661 |6 z04701 |9 24005 |
| 801 | 2 | |a RU |b 63413507 |c 20221024 |g RCR | |
| 856 | 4 | |u https://earchive.tpu.ru/bitstream/11683/73203/1/bulletin_tpu-2022-v333-i9-12.pdf | |
| 856 | 4 | |u https://doi.org/10.18799/24131830/2022/9/3579 | |
| 942 | |c CF | ||