Патенты автора Шарафутдинов Руслан Фархатович (RU)
Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к способам прогнозирования длительности регистрации кривой восстановления давления (КВД) при первичных и текущих исследованиях вертикальных и субгоризонтальных скважин, вскрывающих газоконденсатные залежи низкопроницаемых ачимовских отложений в условиях аномально-высокого пластового давления. Техническим результатом является сокращение величины времени простоя скважины и оптимизация длительности газодинамических исследований без потери информативности и точности результатов исследований. Способ включает регистрацию дебита газа и забойного давления скважины в течение периода ее работы, остановку скважины с регистрацией кривой восстановления давления, интерпретацию данных работы скважины. При этом определение длительности регистрации кривой восстановления давления проводят в зависимости от вида комплекса газодинамических исследований. При первичном комплексе газодинамических исследований используют гидродинамические модели пластов и результаты газодинамических исследований соседних скважин. Длительность остановки скважины на регистрацию кривой восстановления давления определяют на основе величины эффективной проницаемости пористой среды пласта k, при значении величины k меньше 1,0 мД длительность остановки скважины устанавливают в диапазоне от 350 до 400 ч, при значении величины k выше 4,0 мД длительность остановки скважины устанавливают равной 120 ч, при значении величины k в пределах 1,0 мД<k≤4,0 мД длительность остановки скважины устанавливают на основании математической зависимости. 1 з.п. ф-лы, 4 ил., 2 табл.
Изобретение относится к области добычи природного газа и, в частности, к оперативному контролю за разработкой газовых и газоконденсатных месторождений Крайнего Севера. Технический результат - повышение эффективности разработки газовых и газоконденсатных месторождений за счет обеспечения максимального уровня газо- и конденсатоотдачи. По способу повышают достоверность результатов гидродинамического моделирования и его оперативность за счет уточнения параметров геологической модели по оперативным данным контроля и регистрации базовых параметров эксплуатации залежи в режиме нестационарной фильтрации. Для этого планируют остановку промысла на заданный период и в последующем запускают его в эксплуатацию. Непосредственно после пуска промысла в эксплуатацию проводят исследования скважин методом гидропрослушивания для получения дополнительной информации, характеризующей функционирование разрабатываемой залежи. Используют все полученные данные и, в частности, пластовое давление, устьевое давление, температуру, расход газа или газоконденсатной смеси по каждой скважине или кусту скважин. Вносят соответствующие изменения в трехмерные геологическую и гидродинамическую модели залежи. Изобретение позволяет исключить неопределенность при определении направления перетоков пластовых флюидов и влияние скважин друг на друга при их работе в единую систему внутрипромыслового сбора газа. 2 з.п. ф-лы, 2 ил., 1 табл.
Изобретение относится к газовой промышленности и может быть использовано для исследования проницаемости пластов газовых и газоконденсатных месторождений Крайнего Севера, оценки газогидродинамической взаимосвязи между отдельными скважинами. Техническим результатом является повышение оперативности получения информации о состоянии разработки месторождения и информативности прослушивания куста скважин в реальном масштабе времени на газовых и газоконденсатных месторождениях. По данным стандартных газодинамических исследований (ГДИ) определяют коэффициенты фильтрационного сопротивления уравнения притока газа к забою скважин и производят сравнение указанных коэффициентов с их величинами, определенными расчетным путем на основе секторной модели куста скважин, построенной по данным геофизических исследований и лабораторных исследований керна, и если коэффициенты не совпадают, уточняют фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) секторной модели куста скважин используя фактические данные по притоку газа к забою скважин, полученные по результатам ГДИ, добиваясь совпадения расчетных и фактических коэффициентов уравнения притока газа к забою скважин, и после этого уточнения, используя ФЕС определяют радиус дренирования каждой скважины куста и выполняют ранжирование скважин по степени наложения контуров питания, определяют скважину, имеющую максимальную степень наложения площадей дренирования с остальными скважинами куста, после чего с помощью автоматизированной системы управления технологическими процессами установки комплексной/предварительной подготовки газа (АСУ ТП УКПГ/УППГ) производят остановку указанной скважины средствами систем телемеханики для кустов скважин (СТКС), и с этого момента АСУ ТП УКПГ/УППГ средствами СТКС с заданной дискретностью синхронно фиксирует изменение забойного давления прямым измерением забойного давления или расчетным методом, которое определяется по измеряемому заколонному давлению на устье на всех скважинах куста до его полной стабилизации, а остальные скважины, подключенные к газосборному шлейфу с помощью АСУ ТП УКПГ/УППГ, одновременно отключают от него средства СТКС для исключения искажения результатов измерений из-за их связи через газосборный шлейф. При этом фиксацию изменения забойного давления АСУ ТП УКПГ/УППГ также осуществляет средствами СТКС путем синхронного измерения кривых восстановления давления на всех скважинах с заданным шагом дискретизации и заносит их в свою базу данных (БД) для последующего сравнения и анализа разницы в поведении скважин, а также использования этих данных для уточнения модели разработки месторождения, после чего назначают порядок последовательности запуска скважин куста в эксплуатацию и индивидуальные временные интервалы между пусками скважин для вывода куста на заданный режим эксплуатации с учетом результатов всех предыдущих испытаний с момента ввода месторождения в эксплуатацию, при этом АСУ ТП УКПГ/УППГ средствами СТКС осуществляет запуск скважин в назначенной последовательности и выполняет синхронное измерение кривых изменения заколонного давления на устьях всех скважин куста и их дебит, и заносит их в свою БД для последующего анализа функционирования скважин и комплексного анализа работы газоносного пласта с определением его параметров по результатам остановки-запуска куста газовых скважин для выбора режимов его оптимальной эксплуатации до следующих испытаний. После чего с использованием секторной модели куста на основании данных стабилизации дебитов и забойных давлений возмущающих скважин и данных стабилизации пластового давления в зоне реагирующих скважин производят уточнение эквивалентной проницаемости пласта в межскважинном пространстве. 2 з.п. ф-лы, 3 ил., 1 табл.
