Патенты автора Нестеренко Александр Николаевич (RU)
Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к способам учета межпластовых перетоков газа, образующихся вследствие проведения мероприятия по гидравлическому разрыву пласта (ГРП) в близлежащих пластах, являющихся самостоятельными объектами подсчета запасов. Технический результат заключается в повышении точности оценки извлекаемых запасов с учетом количества пластового газа, мигрирующего из одного пласта в другой, вследствие образования техногенного флюидопроводящего канала при проведении ГРП. Способ учета межпластовых перетоков газа, образующихся вследствии проведения мероприятия по гидравлическому разрыву пласта в двух близлежащих пластах, являющихся самостоятельными объектами подсчета запасов, при этом исходной информацией для осуществления учета межпластовых перетоков являются утвержденные величины содержания компонентов С5+ пластов и утвержденные плотности пластового газа и результаты газоконденсатных исследований (ГКИ), в результате которых определяют текущее потенциальное содержание конденсата и дебит пластового газа. При этом на основе закона сохранения массы определяют дебит пластового газа пласта, из которого осуществлялся переток, согласно выражению:, где Qпл. газа - дебит пластового газа по результатам ГКИ, тыс.м3 /сут; - содержание компонентов С5+ в пластовом газе по результатам ГКИ, г/м3; QA - дебит пластового газа пласта, из которого осуществлялся переток, тыс.м3/сут; ρА - утвержденная плотность газа пласта, из которого осуществлялся переток, кг/м3; ρБ - утвержденная плотность газа пласта, в который осуществляется переток, кг/м3; - утвержденная величина содержания компонентов C5+ пласта, из которого осуществлялся переток, кг/м3; - утвержденная величина содержания компонентов С5+ пласта, в который осуществлялся переток, г/м3. 2 ил.
Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к методам проверки качества промысловой информации о газоконденсатной характеристике, в частности к способам контроля над составом и свойствами пластового газа. Сущность изобретения: при геологоразведочных работах и в процессе контроля за разработкой нефтегазоконденсатного месторождения проводят газоконденсатные исследования, включающие промысловую часть - замер параметров работы скважины, дебитов газоконденсатной смеси, газа сепарации, нестабильного конденсата, производят отбор проб продукции скважины, а также комплекс лабораторных исследований - определение компонентного состава и физико-химических свойств пластового газа, выполнение термодинамических исследований на установках фазового равновесия. После этого производят анализ результатов газоконденсатных исследований, выполняют отбраковку и корректировку полученных исходных данных о газоконденсатной характеристике. На основе выполненного анализа создают математическую модель пластового газа, которую адаптируют на фактические данные о фазовом поведении пластового газа и используют в композиционной численной фильтрационной модели месторождения. Обеспечивается повышение точности определения газоконденсатной характеристики пластового газа залежи. 3 ил., 2 табл.
Изобретение относится к способам эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин и может быть использовано для сокращения потерь ретроградного конденсата и предотвращения аккумулирования жидкости в стволе скважины. Способ включает замер термобарических параметров, таких как давление устьевое и устьевая температура, определение коэффициента сверхсжимаемости газа, поддержание регулированием устьевого штуцера дебита скважины не менее критического, обеспечивающего вынос пластовой жидкости с забоя. При этом критический дебит скважины определяют по формуле: , где: Q - дебит газа скважины, необходимый для выноса жидкости по подъемной трубе, Руст - давление устьевое; D - внутренний диаметр подъемной трубы; Tуст - устьевая температура; Z - коэффициент сверхсжимаемости газа, соответствующий устьевым и критическим значениям давления и температуры. 1 пр.
Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к способам контроля разработки нефтегазоконденсатных многопластовых месторождений. Технический результат - повышение точности определения оптимального технологического режима эксплуатации скважин, шлейфов и установки комплексной подготовки газа по уровням добычи на краткосрочную и долгосрочную перспективу. Способ контроля разработки нефтегазоконденсатного многопластового месторождения включает определение на основе данных сейсморазведки и разведочно-эксплуатационного бурения глубины залегания, площадей и эффективных мощностей залежи, построение структурных карт, выполнение детальной межскважинной корреляции с уточнением границ глинизации, выклинивания пластов и тектонических нарушений, определение по данным стандартных и специальных экспериментов с керновым материалом фильтрационно-емкостных свойств коллекторов, определение по данным замеров, выполненных глубинным манометром, начальных давления и температуры в пласте, а по результатам лабораторных исследований на газоконденсатную характеристику - определение начального состава и свойств углеводородной системы, насыщающей пласт, выполнение в процессе промышленной эксплуатации месторождения мониторинга показателей разработки, который включает измерение забойного давления и температуры, расходов газовой и жидкой фаз в системе добычи, внутрипромыслового транспорта и подготовки углеводородной продукции, проведение газодинамических, газоконденсатных и промыслово-геофизических исследований. После этого производят анализ результатов мониторинга разработки, создают на основе композиционного подхода численную фильтрационную модель месторождения, адаптацию которой осуществляют в два этапа. Каждый из этапов представляет собой строгий алгоритм действий, исключающий влияние каждого последующего шага адаптации на результаты предыдущего. На первом этапе производят настройку материального баланса углеводородных псевдокомпонентов в залежи, который предусматривает соблюдение сходимости объемной и массовой добычи пластового газа в целом по объекту с учетом значений пластового давления. На втором этапе осуществляют настройку модели на данные длительной эксплуатации скважин. При этом в качестве параметров контроля качества модели выступают значения забойных и устьевых давлений, групповой добычи пластового газа. Дополнительными параметрами контроля выступают распределение добычи по скважинам с учетом результатов газоконденсатных исследований, профиль притока в соответствии с промыслово-геофизическими исследованиями, значения пластового давления по скважинам, получаемые по данным гидродинамических исследований. Адаптированную данным способом модель, отражающую специфику фильтрации и фазовых переходов в нефтегазоконденсатных системах, запускают на расчет прогноза технико-экономических показателей разработки и, в результате, на ее основании рассчитывают технологические режимы эксплуатации скважин, шлейфов и УКПГ по уровням добычи на краткосрочную и долгосрочную перспективу, обеспечивающие высокие конечные коэффициенты извлечения из недр углеводородной продукции.
