RU2588500C1 - Method of creating underground gas storage in water-bearing geologic structure - Google Patents
Method of creating underground gas storage in water-bearing geologic structure Download PDFInfo
- Publication number
- RU2588500C1 RU2588500C1 RU2015116101/03A RU2015116101A RU2588500C1 RU 2588500 C1 RU2588500 C1 RU 2588500C1 RU 2015116101/03 A RU2015116101/03 A RU 2015116101/03A RU 2015116101 A RU2015116101 A RU 2015116101A RU 2588500 C1 RU2588500 C1 RU 2588500C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- water
- storage
- screen
- natural gas
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к подземному хранению природного газа в водоносных геологических структурах, в частности к физико-химическим методам регулирования формирования и последующего газодинамического состояния подземного хранилища газа (ПХГ) в таких структурах при циклической эксплуатации ПХГ.The invention relates to underground storage of natural gas in aquifer geological structures, in particular to physicochemical methods for regulating the formation and subsequent gas-dynamic state of an underground gas storage (UGS) in such structures during cyclic operation of UGS facilities.
Известно, что в практике создания и ввода в промышленную циклическую эксплуатацию ПХГ в водоносных пластах-коллекторах выделяют два этапа:It is known that in the practice of creating and putting into commercial industrial operation UGS facilities in aquifers-reservoirs, two stages are distinguished:
- образование в пористой среде искусственной газовой залежи с проведением ежегодных опытных циклов нарастающей закачки и отбора газа;- the formation in a porous medium of an artificial gas reservoir with the annual pilot cycles of increasing injection and gas extraction;
- циклическая эксплуатация ПХГ с момента достижения проектного объема хранимого в пласте-коллекторе газа.- UGS cyclic operation from the moment the design volume of gas stored in the reservoir is reached.
При этом проектный объем хранимого в ПХГ газа всегда равен сумме активного (отбираемого) и буферного (пассивного) объемов газа. Функция буферного объема состоит в создании в пласте-коллекторе ПХГ в конце отбора газа из него газонасыщенной зоны с определенным давлением, при котором обеспечивается необходимый дебит газа, получаемого из хранилища, а также для ограничения обводнения эксплуатационных скважин, уменьшения степени сжатия газа на компрессорной станции при транспорте газа в район потребления и соблюдения требований охраны недр.Moreover, the design volume of gas stored in the UGS facility is always equal to the sum of the active (withdrawn) and buffer (passive) volumes of gas. The function of the buffer volume is to create a gas-saturated zone with a certain pressure in the UGS reservoir at the end of the gas extraction from it, at which the necessary flow rate of gas received from the storage is ensured, as well as to limit the watering of production wells and reduce the degree of gas compression at the compressor station at gas transport to the consumption area and compliance with the requirements of the protection of the subsoil.
Известны технические решения по созданию ПХГ в водоносных структурах, которые предусматривают формирование компактного высокогазонасыщенного объема в пласте и, как следствие, обеспечивающие достижение стабильных соотношений объемов активного и буферного газа (SU 190272, 1967, US 3330352, 1967, US 3393738, 1968).Known technical solutions for the creation of underground gas storage in aquifers, which provide for the formation of a compact high-gas volume in the reservoir and, as a result, ensure the achievement of stable ratios of the volumes of active and buffer gas (SU 190272, 1967, US 3330352, 1967, US 3393738, 1968).
Указанные решения основаны на массированном использовании по всему фонду эксплуатационных скважин ПХГ физико-химических методов интенсификации вытеснения пластовой воды природным газом в пласте-коллекторе в период закачки газа в ПХГ в каждом цикле эксплуатации. В качестве средства для интенсификации вытеснения воды природным газом используют пены, образующиеся по различным технологиям из водных растворов пенообразующих поверхностно-активных веществ (ПАВ), которые используют в виде оторочек между нагнетаемым в пласт природным газом и оттесняемой водой. Благодаря физико-химическим явлениям, происходящим на границе раздела фаз в пористой среде и аномальным неравновесным реологическим свойствам пены, существенно повышается (в сравнении с обычным способом вытеснения) коэффициент вытеснения воды газом и, как следствие, создаются благоприятные условия для формирования в пористой среде компактного высокогазонасыщенного объема ПХГ, обеспечивающего оптимальные соотношения активного и буферного объемов хранимого газа, благодаря ограничению неконтролируемого растекания газа в слоисто-неоднородной пористой среде и предотвращению при отборе газа прогрессивного внедрения воды в хранилище.These decisions are based on the massive use of physico-chemical methods for intensifying the displacement of formation water by natural gas in the reservoir during the period of gas injection into the underground gas storage facility during each operation cycle throughout the entire stock of UGS production wells. As a means to intensify the displacement of water by natural gas, foams are used which are formed by various technologies from aqueous solutions of foaming surface-active substances (surfactants), which are used in the form of rims between the natural gas injected into the formation and the displaced water. Owing to the physicochemical phenomena occurring at the phase boundary in the porous medium and the anomalous nonequilibrium rheological properties of the foam, the coefficient of water displacement by gas increases significantly (compared to the conventional displacement method) and, as a result, favorable conditions are created for the formation of a compact highly saturated gas in a porous medium UGS volume, which provides optimal ratios of the active and buffer volumes of the stored gas, due to the limitation of uncontrolled gas spreading in the layered geneous porous medium and preventing the selection of the progressive introduction of gas into the water storage.
Учитывая циклический характер эксплуатации ПХГ, указанные методы интенсификации вытеснения воды газом необходимо проводить в каждом цикле при закачке газа в ПХГ на всем фонде эксплуатационных скважин, количество которых на некоторых отечественных ПХГ достигает 300 и более единиц, что связано со значительными материальными затратами как на используемые химреагенты, так и на проведение технологических операций по реализации методов интенсификации.Given the cyclical nature of the operation of the UGSF, these methods of intensifying gas displacement by gas must be carried out in each cycle when gas is injected into the UGSF at the entire fund of production wells, the number of which reaches 300 or more units in some domestic UGS facilities, which is associated with significant material costs as used chemicals , and to carry out technological operations to implement intensification methods.
Известны способы создания ПХГ, направленные на повышение технико-экономической эффективности подземного хранилища газа за счет удешевления стоимости буферного газа, в которых в хранилище закачивают в качестве буферного газ химических производств, искусственный газ или любые другие неуглеводородные газы (SU 398803, 1973 г.), или в которых буферный природный газ заменяют углекислым газом или азотом до полного извлечения природного буферного газа перед ликвидацией ПХГ (RU 2508445, 2014).There are known methods of creating UGS facilities aimed at increasing the technical and economic efficiency of an underground gas storage facility by lowering the cost of buffer gas, in which chemical gas, artificial gas or any other non-hydrocarbon gas are pumped into the storage facility as a buffer (SU 398803, 1973), or in which the buffer natural gas is replaced with carbon dioxide or nitrogen until the natural buffer gas is completely removed before the disposal of underground gas storage facilities (RU 2508445, 2014).
Также известны способы создания ПХГ, предусматривающие замену буферного природного газа на какие-либо другие менее дорогостоящие неуглеводородные газы, близкие по физико-химическим свойствам к метану (например, азот, двуокись углерода, выхлопные газы компрессоров, турбонагнетателей и т.д.). [Левыкин Е.В. К использованию выхлопных газов газомоторкомпрессоров в качестве наполнителя буферного объема при создании подземных газохранилищ. Реф. информ. Сер. «Транспорт и хранение газа». - М., ВНИИЭгазпром, Вып. 8, 1976. - С. 29-32.; Карвацкий А.Г. СО2 - эффективный заменитель буферного газа ПХГ. - Газовая промышленность, 1985, №7, С. 30-31], RU 2532278, 2014.Also known are methods of creating UGSFs, which provide for the replacement of buffer natural gas with some other less expensive non-hydrocarbon gases that are close in physical and chemical properties to methane (for example, nitrogen, carbon dioxide, exhaust gases of compressors, turbochargers, etc.). [Levykin E.V. To the use of exhaust gases of gas-motor compressors as a filler of the buffer volume when creating underground gas storages. Ref. inform. Ser. "Transport and storage of gas." - M., VNIIEgazprom, Vol. 8, 1976. - S. 29-32 .; Karvatsky A.G. CO 2 - effective substitute UGS buffer gas. - Gas industry, 1985, No. 7, S. 30-31], RU 2532278, 2014.
Согласно указанным способам на первом этапе сооружения ПХГ в пласт производят закачку отмеченных неуглеводородных газов в объеме, соответствующем проектному объему буферного газа для конкретного создаваемого ПХГ, а в дальнейшем осуществляют закачку природного газа до достижения в хранилище проектных показателей по объемам буферного и активного газа и после этого переходят на реализацию второго этапа эксплуатации ПХГ, связанного с циклическим отбором и закачкой газа.According to these methods, at the first stage of the construction of underground gas storage, the marked non-hydrocarbon gases are injected into the reservoir in an amount corresponding to the design volume of the buffer gas for the specific underground gas storage facility, and then natural gas is pumped until the design parameters for the volumes of buffer and active gas are reached in the storage and after that they are moving on to the implementation of the second phase of the operation of underground gas storage associated with the cyclic selection and injection of gas.
К недостаткам такого использования в качестве буферного газа неуглеводородных агентов, близких по своим физико-химическим свойствам к метану, относятся осложнения, возникающие вследствие диффузионного перемешивания углеводородного газа и неуглеводородных агентов, приводящего к снижению теплотворной способности такой смеси, а также по причине повышения коррозионной активности кислых компонентов и вследствие трудности разделения компонентов газовой смеси при подготовке природного газа к транспортировке потребителям.The disadvantages of this use of non-hydrocarbon agents, which are close in physical and chemical properties to methane as a buffer gas, are complications arising from the diffusion mixing of hydrocarbon gas and non-hydrocarbon agents, which leads to a decrease in the calorific value of such a mixture, as well as due to an increase in the corrosivity of acidic components and due to the difficulty of separating the components of the gas mixture in the preparation of natural gas for transportation to consumers.
Известен способ создания подземного хранилища газа в геологических структурах, заполненных не углеводородным газом, в котором подземное хранилище создается в залежи углекислого газа путем закачки природного газа до величины предельно допустимого значения горного давления (RU 2458838, 2012). При этом толщина переходной зоны смеси метана и диоксида углерода составляет до 73 м при толщине продуктивной части 100 м.There is a method of creating an underground gas storage in geological structures filled with non-hydrocarbon gas, in which an underground storage is created in a carbon dioxide deposit by injecting natural gas to the maximum permissible value of rock pressure (RU 2458838, 2012). The thickness of the transition zone of the mixture of methane and carbon dioxide is up to 73 m with a thickness of the productive part of 100 m
Основным недостатком этого способа является образование смеси при непосредственном контакте хранимого природного газа и диоксида углерода, создающей неустранимые осложнения. Кроме того, указанные выше размеры ловушки для водоносных пластов не встречаются.The main disadvantage of this method is the formation of a mixture in direct contact of stored natural gas and carbon dioxide, which creates irreparable complications. In addition, the above sizes of traps for aquifers are not found.
Из известных технических решений наиболее близким к предлагаемому по технической сущности и достигаемому результату является способ создания подземного хранилища газа в водоносном пласте неоднородного литологического строения, основанный на изоляции нижней зоны пласта и предусматривающий дифференцированную по глубине пласта закачку и отбор газа из скважин потребителю, при этом по мере формирования при закачке газа газонасыщенного объема в нагнетательных на нижнюю часть пласта скважинах изолируют нижнюю часть пласта путем цементирования, вскрывают верхнюю и производят отбор из верхней части пласта (RU 2085457, 1997).Of the known technical solutions, the closest to the proposed technical essence and the achieved result is a method of creating an underground gas storage in an aquifer of a heterogeneous lithological structure, based on isolation of the lower zone of the formation and providing for differentiated by the depth of the formation injection and selection of gas from wells to the consumer, while as the gas-saturated volume is formed during gas injection in wells injected into the lower part of the formation, the lower part of the formation is isolated by cement Hovhan, autopsied upper and make selection of an upper portion of the formation (RU 2085457, 1997).
Однако указанный способ имеет следующие недостатки:However, this method has the following disadvantages:
- цементирование выводит изолированный интервал из эксплуатации, что приводит к необходимости разбуривания образованного цементного стакана в следующем цикле эксплуатации, т.к. скважина ПХГ работает циклически на закачку и отбор;- cementing takes the isolated interval out of operation, which leads to the need to drill the formed cement cup in the next cycle of operation, because UGS well works cyclically for injection and selection;
- в процессе цементирования происходит изоляция скважины только в конкретном интервале призабойной зоны пласта, что приведет к подъему пластовой воды, обтекая эту зону, по мере падения давления в газоносной зоне, уменьшая активную газонасыщенную зону.- in the cementing process, the well is isolated only in a specific interval of the bottom-hole zone of the formation, which will lead to the rise of formation water, flowing around this zone, as pressure drops in the gas-bearing zone, reducing the active gas-saturated zone.
Задачей предлагаемого изобретения является разработка способа создания ПХГ в водоносной геологической структуре, обеспечивающего газодинамическую стабильность подлежащего хранению природного газа и снижение затрат на формирование буферного объема в ПХГ.The objective of the invention is to develop a method for creating underground storage facilities in an aquifer geological structure, providing gas-dynamic stability of the natural gas to be stored and reducing the cost of forming a buffer volume in underground storage facilities.
Достигаемый технический результат заключается в ограничении возможности неконтролируемого распространения природного газа в пористой среде и снижении обводнения ПХГ при его циклической эксплуатации.The technical result achieved is to limit the possibility of uncontrolled distribution of natural gas in a porous medium and to reduce the flooding of underground gas storage during its cyclic operation.
Поставленная задача достигается тем, что в способе создания подземного хранилища газа в водоносной геологической структуре осуществляют бурение скважин в сводовой области водоносной структуры, через которые производят нагнетание природного газа до достижения границей газоводяного контакта гипсометрических отметок, соответствующих проектному объему хранилища, после чего последовательно осуществляют закачку через пробуренные скважины в область газоводяного контакта водного раствора пенообразующих поверхностно-активных веществ, а затем в область водоносной структуры, залегающей ниже газоводяного контакта, производят закачку неуглеводородного газа, близкого по своим физико-химическим свойствам к природному газу, при этом объемы водного раствора пенообразующих поверхностно-активных веществ и неуглеводородного газа выбирают исходя из соотношения 1:1÷6, обеспечивающего образование в процессе циклического отбора и закачки природного газа устойчивого пластового изолирующего экрана из пены, получаемой в результате механического перемешивания водного раствора пенообразующих поверхностно-активных веществ и неуглеводородного газа при их совместной фильтрации в пористой среде, при этом экран из пены создают малой проницаемости и толщиной, определяемой из условия экранирования-фильтрации через него подошвенной воды при интенсивном отборе газа из хранилища в течение 90-120 сут.This object is achieved by the fact that in the method of creating an underground gas storage in an aquifer geological structure, wells are drilled in the arched area of the aquifer, through which natural gas is injected until the boundary of the gas-water contact reaches hypsometric marks corresponding to the design volume of the storage, and then pumped through drilled wells in the area of gas-water contact of an aqueous solution of foaming surfactants, then, a non-hydrocarbon gas similar in its physicochemical properties to natural gas is injected into the region of the aquifer below the gas-water contact, and the volumes of the aqueous solution of foaming surfactants and non-hydrocarbon gas are selected based on a ratio of 1: 1 ÷ 6, providing formation in the process of cyclic selection and injection of natural gas of a stable formation insulating screen from foam obtained by mechanical stirring of an aqueous solution of foams forming surfactants and non-hydrocarbon gas when they are together filtered in a porous medium, while the foam screen creates low permeability and thickness, which is determined from the condition of screening-filtering through it of bottom water with intensive gas extraction from the storehouse for 90-120 days.
Предлагаемый способ осуществляют следующим образом.The proposed method is as follows.
В сводовой области водоносной структуры осуществляют бурение скважин. Через пробуренные скважины производят нагнетание природного газа до достижения границей газоводяного контакта гипсометрических отметок, соответствующих проектному объему хранилища. Затем последовательно осуществляют закачку через пробуренные скважины в область газоводяного контакта водного раствора пенообразующих поверхностно-активных веществ в объеме, который рассчитывается исходя из условия обеспечения перекрытия области газоводяного контакта. После чего в область водоносной структуры, залегающей ниже газоводяного контакта, производят закачку неуглеводородного газа, близкого по своим физико-химическим свойствам к природному газу (метану), например азот, двуокись углерода, выхлопные газы, в объеме, выбираемом из условия образования и стабильного сохранения в процессе циклического отбора и закачки природного газа устойчивого пластового изолирующего экрана из пены, получаемой в результате механического перемешивания водного раствора пенообразующих поверхностно-активных веществ и неуглеводородного газа при их совместной фильтрации в пористой среде.Wells are drilled in the arch area of the aquifer. Natural gas is injected through the drilled wells until the boundary of the gas-water contact reaches hypsometric marks corresponding to the design volume of the storage. Then, sequentially, injection is carried out through the drilled wells into the gas-water contact region of the aqueous solution of foaming surfactants in a volume that is calculated based on the condition of ensuring the overlapping gas-water contact region. Then, a non-hydrocarbon gas, similar in its physicochemical properties to natural gas (methane), such as nitrogen, carbon dioxide, exhaust gases, in an amount selected from the conditions of formation and stable conservation, is injected into the region of the aquifer that lies below the gas-water contact during the cyclic selection and injection of natural gas from a stable formation insulating screen from foam obtained by mechanical stirring of an aqueous solution of foaming surfactants stem and non-hydrocarbon gas during their joint filtration in a porous medium.
Объемы водного раствора пенообразующих поверхностно-активных веществ и неуглеводородного газа находятся в следующем соотношении 1:1÷6The volumes of an aqueous solution of foaming surfactants and non-hydrocarbon gas are in the following ratio 1: 1 ÷ 6
Теоретической и расчетной основой создания малопроницаемых экранов являются эмпирические зависимости относительных фазовых проницаемостей, которые имеют следующий вид (Каримов М.Ф. Эксплуатация подземных хранилищ газа, М., Недра, 1981, стр. 104):The theoretical and calculated basis for the creation of low-permeability screens is the empirical dependences of the relative phase permeabilities, which have the following form (Karimov MF Operation of underground gas storages, M., Nedra, 1981, p. 104):
где s - газонасыщенность пористой среды, безразмерная величина;where s is the gas saturation of the porous medium, dimensionless quantity;
С - концентрация пенообразующего ПАВ, % масс.;C is the concentration of the foaming surfactant,% mass .;
ƒж - относительная фазовая проницаемость пористой среды по жидкости, безразмерная величина;ƒ W - relative phase permeability of the porous medium in the liquid, dimensionless quantity;
ƒг - относительная фазовая проницаемость пористой среды по газу, безразмерная величина.ƒ g - relative phase permeability of the porous medium by gas, dimensionless quantity.
В качестве пенообразующих ПАВ возможно использовать различные ПАВ, примеры которых указаны в нижеприведенной таблице.As a foaming surfactant, it is possible to use various surfactants, examples of which are indicated in the table below.
Более предпочтительно использование раствора синергетических композиций ПАВ (раствор пенообразователя), состоящих из основного пенообразующего неионогенного ПАВ и вспомогательного анионоактивного ПАВ в пластовой воде. Например, композиция, состоящая из основного пенообразующего неионогенного ПАВ в виде оксиэтилированного алкилфенола марки ОП-7 или ОП-10, или натриевых солей карбоксиметилированных оксиэтилированных изофенолов Синтерол АФМ-12 и вспомогательного анионоактивного ПАВ в виде сульфит-спиртовой барды (ССБ или КССБ), обладает синергетическим эффектом вследствие лучшей адсорбции ССБ или КССБ на поверхности породы (Гидродинамика и фильтрация однофазных и многофазных потоков, Труды МИНХ и ГП имени И.М. Губкина, М., Недра, 1972, с. 76). При этом происходит снижение потерь основного ПАВ до 60% масс. Предпочтительно, в синергетической композиции используют указанные ПАВ (ОП-10: ССБ или КССБ) в массовых соотношениях от 0,6:1 до 1:1. При приготовлении раствора важным является использование пластовой воды того горизонта, где планируется создание экрана. Это обеспечивает максимальное сохранение прочности и структуры пласта-коллектора. При этом концентрация синергетической композиции в пластовой воде составляет 0,8%-1,0% масс.It is more preferable to use a solution of synergistic surfactant compositions (a foaming agent solution) consisting of a basic foaming non-ionic surfactant and auxiliary anionic surfactant in produced water. For example, a composition consisting of a basic foaming non-ionic surfactant in the form of OP-7 or OP-10 brand of oxyethylated alkyl phenol, or Synterol AFM-12 sodium carboxymethylated ethoxylated isophenols and an anionic surfactant in the form of a sulfite-alcohol stillage (CSP or KSSB), has synergistic effect due to better adsorption of PRS or PRSPs on the surface of the rock (Hydrodynamics and filtration of single-phase and multiphase flows, Proceedings of the Moscow Institute of Chemical Economy and GP named after IM Gubkin, M., Nedra, 1972, p. 76). In this case, the loss of the main surfactant is reduced to 60% of the mass. Preferably, in the synergistic composition use these surfactants (OP-10: PRS or KSSB) in mass ratios from 0.6: 1 to 1: 1. When preparing the solution, it is important to use produced water of the horizon where the screen is planned to be created. This ensures maximum preservation of the strength and structure of the reservoir. The concentration of the synergistic composition in the formation water is 0.8% -1.0% of the mass.
Для обеспечения устойчивой толщины экрана количество закачиваемого неуглеводородного газа для пенообразования в каждую скважину в пластовых условиях предпочтительно составляет от 1 до 6 объемов используемого объема раствора пенообразующих поверхностно-активных веществ. В более предпочтительном варианте от 1 до 4.To ensure a stable thickness of the screen, the amount of injected non-hydrocarbon gas for foaming into each well in reservoir conditions is preferably from 1 to 6 volumes of the used volume of the solution of foaming surfactants. In a more preferred embodiment, from 1 to 4.
Определение концентрации ПАВ в растворе пенообразующих поверхностно-активных веществ, необходимого для создания эффективного экрана, производят с учетом химического состава пластовой воды, сорбционных свойств пористой среды и вида ПАВ. Ряд предпочтительной применимости ПАВ для создания экранов в зависимости от минерализации пластовой воды представлен в таблице 1.Determining the concentration of surfactants in a solution of foaming surfactants necessary to create an effective screen is carried out taking into account the chemical composition of the formation water, the sorption properties of the porous medium and the type of surfactant. A number of preferred applicability of surfactants for creating screens depending on the salinity of the formation water are presented in table 1.
Экспериментальные значения фронтовой газонасыщенности и значения фронтовой газонасыщенности при замещении в пористой среде растворов ПАВ газом, рассчитанные с использованием формул (1) и (2), показаны на фиг. 1, где приняты обозначения: М=1% - замещение газом растворов ПАВ в пластовой воде гидрокарбонатно-натриевого типа с минерализацией 1% масс; М=15% - замещение газом растворов ПАВ в пластовой воде хлоркальциевого типа с минерализацией 15% масс.The experimental values of the front gas saturation and the front gas saturation values when substituting surfactant solutions with gas in a porous medium, calculated using formulas (1) and (2), are shown in FIG. 1, where the designations are adopted: M = 1% - gas substitution of surfactant solutions in the formation water of the sodium-carbonate type with a salinity of 1% of the mass; M = 15% - gas substitution of surfactant solutions in produced water of calcium chloride type with a salinity of 15% of the mass.
Из представленных материалов следует, что образование в пористой среде пен - неравновесных дисперсных систем обеспечивает увеличение газонасыщенности уже на фронте вытеснения до 0,7-0,8. При этом снижается фазовая проницаемость также и для воды. Поэтому неравновесные дисперсные системы эффективно могут быть использованы как для экранирования газового объема от перетока за пределы определенной изогипсы, так и для экранирования вторжения воды в газонасыщенный объем ПХГ.From the presented materials it follows that the formation of foams - nonequilibrium disperse systems in a porous medium provides an increase in gas saturation already at the displacement front to 0.7-0.8. In this case, the phase permeability for water is also reduced. Therefore, nonequilibrium disperse systems can be effectively used both for shielding the gas volume from the overflow beyond the limits of a certain isogypsum, and for shielding the intrusion of water into the gas-saturated volume of underground gas storage facilities.
Горизонтальные размеры изолирующего малопроницаемого экрана определяют следующим образом.The horizontal dimensions of the insulating low-permeability screen is determined as follows.
По геологическим исследованиям определяют изогипсу, в пределах которой обеспечивается проектный объем ПХГ. Площадь, ограниченную этой изогипсой, определяют по структурной карте компьютерным способом или аппроксимируют, например, кругом, овалом, эллипсом, многоугольником или делят на отдельные участки, площади которых аппроксимируют частью, например, круга, овала, эллипса, многоугольника или комбинацией таких фигур, суммарная площадь которых является искомой площадью проектного газоводяного контакта.According to geological studies, isogypsum is determined, within which the design volume of underground gas storage is provided. The area bounded by this isogypsum is determined by a computer map using a structural map or approximated, for example, by a circle, oval, ellipse, polygon or divided into separate sections, the areas of which are approximated by a part, for example, a circle, oval, ellipse, polygon or a combination of such figures, the total the area of which is the desired area of the design gas-water contact.
Объем необходимого экрана рассчитывают умножением найденной площади на расчетную толщину экрана. Рассчитанный таким образом объем малопроницаемого экрана должен состоять из одной части пенообразующего раствора ПАВ и 1-4 частей газа в условиях пласта.The volume of the required screen is calculated by multiplying the found area by the estimated screen thickness. The volume of a low-permeable screen calculated in this way should consist of one part of a foaming surfactant solution and 1-4 parts of gas under formation conditions.
Основным параметром экрана, определяющим эффективность его функционирования, является толщина экрана. Толщина экрана определяется исходя из того, что частица подошвенной воды должна фильтроваться сквозь экран за время θ (равное части цикла отбора), которое технологически обосновывается из условия надежной изоляции вторжения подошвенной воды в газоносную область при циклической эксплуатации ПХГ. В зависимости от геологических и технологических особенностей ПХГ время θ может составить 90-100 суток.The main parameter of the screen, determining the effectiveness of its functioning, is the thickness of the screen. The thickness of the screen is determined based on the fact that a particle of plantar water should be filtered through the screen in a time θ (equal to a part of the sampling cycle), which is technologically justified from the condition of reliable isolation of the invasion of plantar water into the gas-bearing area during cyclic storage of underground gas storage. Depending on the geological and technological features of the underground gas storage facilities, the time θ can be 90-100 days.
Толщину экрана, т.е. необходимый вертикальный поперечный размер lв, для надежной защиты газового объема от вторжения подошвенной воды, определяют из выражения:Screen thickness i.e. the necessary vertical transverse dimension l in , for reliable protection of the gas volume from the invasion of plantar water, is determined from the expression:
где Р1 и Р2 - значение давления на границах экрана, МПа;where P 1 and P 2 - the value of the pressure at the boundaries of the screen, MPa;
kв - коэффициент фазовой проницаемости для воды, м2;k in - phase permeability coefficient for water, m 2 ;
µв - вязкость воды в пластовых условиях, мПа·с;µ in - the viscosity of water in reservoir conditions, MPa · s;
θ - необходимое время экранирования пластовой воды, с.θ is the required screening time of formation water, s.
Из формулы видно, что толщина экрана зависит от параметров пласта - проницаемости k и пористости m.The formula shows that the thickness of the screen depends on the parameters of the reservoir - permeability k and porosity m.
По этой формуле, задавая необходимое время экранирования вторгающейся пластовой воды, определяют ширину экрана.According to this formula, by setting the required screening time of the invading formation water, the screen width is determined.
Ниже приведен пример реализации предлагаемого способа.The following is an example implementation of the proposed method.
Имеется ПХГ в водоносных пластах с общим объемом хранимого газа 3 млрд нм3, с активным объемом 1,5 млрд нм3. В подошвенной части хранилища имеется литологическое окно эллипсовидной формы с полуосями 400 м и 150 м, которое необходимо перекрыть горизонтальным малопроницаемым экраном. Период отбора длится 90-120 суток. Определяют поперечный вертикальный размер экрана, композицию ПАВ, объем раствора и массу ПАВ, необходимых для создания экрана. Компьютерным моделированием определяют период отбора газа до обводнения без установки экрана и после установки экрана.There is UGS in aquifers with a total volume of stored gas of 3 billion nm 3 , with an active volume of 1.5 billion nm 3 . In the sole of the storage there is an ellipsoidal lithological window with half shafts of 400 m and 150 m, which must be covered with a horizontal low-permeability screen. The selection period lasts 90-120 days. The transverse vertical size of the screen, the composition of the surfactant, the volume of the solution and the mass of the surfactant needed to create the screen are determined. Computer simulation determines the period of gas sampling before flooding without installing a screen and after installing the screen.
Исходные данные:Initial data:
Глубина пласта Н=1000 м;Depth of formation N = 1000 m;
Пластовая вода хлоркальциевого типа по Сулину с общей минерализацией М=150 г/л;Produced water of calcium chloride type according to Sulin with a total salinity of M = 150 g / l;
Пластовое давление изменяется в пределах 8-10 МПа, т.е. максимальная нагрузка на экран составляет 2 МПа;The reservoir pressure varies between 8-10 MPa, i.e. maximum screen load is 2 MPa;
Толщина газоносной части пласта h=20 м;The thickness of the gas-bearing part of the reservoir h = 20 m;
Проницаемость k=0,65·10-12 м2;Permeability k = 0.65 · 10 -12 m 2 ;
Пористость m=0,20;Porosity m = 0.20;
Вязкость газа 0,014 мПа·с;The viscosity of the gas is 0.014 MPa · s;
Вязкость пластовой воды 1,8 мПа·с.The viscosity of the produced water is 1.8 MPa · s.
Способ осуществляют в следующей последовательности.The method is carried out in the following sequence.
1. По таблице 1 выбирают основной пенообразующий ПАВ, например, ОП-10СНХК, готовят раствор с критической концентрацией выше 0,5% и добавляют синергетическую компоненту ПАВ - 0,5% ССБ или КССБ.1. According to table 1, the main foaming surfactant is selected, for example, OP-10СНХК, a solution with a critical concentration of higher than 0.5% is prepared, and the synergistic component of the surfactant is added - 0.5% SSB or SSS.
2. По кривым, приведенным на фиг. 1, определяют фронтовую насыщенность s в зависимости от принятой концентрации (не менее 0,5% масс.) s=0,7.2. According to the curves shown in FIG. 1, the front saturation s is determined depending on the concentration adopted (at least 0.5% by mass) s = 0.7.
3. По формулам (1) и (2) определяют относительные проницаемости для газа и жидкости при s=0,7: k* г=0,0001, k* ж=0,003, следовательно, kг=0,0001·0,65·10-12 м2, а kж=0,003·0,65·10-12 м2.3. Using formulas (1) and (2), the relative permeabilities for gas and liquid are determined at s = 0.7: k * g = 0.0001, k * w = 0.003, therefore, k g = 0.0001 · 0, 65 · 10 -12 m 2 , and k W = 0.003 · 0.65 · 10 -12 m 2 .
4. Рассчитывают проектную толщину (вертикальный поперечный размер) экрана l.4. Calculate the design thickness (vertical transverse dimension) of the screen l.
Минимальный поперечный вертикальный размер экрана определяют из условия прохождения частиц подошвенной воды за (период интенсивного отбора, например, - 90 суток) при отборе газа из ПХГ. Величину l определяют из выражения (3):The minimum transverse vertical screen size is determined from the condition of the passage of particles of bottom water for (intensive sampling period, for example, 90 days) when gas is taken from underground storage facilities. The value of l is determined from the expression (3):
где P1 и Р2 - значение давления на границах экрана, МПа; where P 1 and P 2 - the value of the pressure at the boundaries of the screen, MPa;
kг - коэффициент фазовой газопроницаемости, м2; k g - phase gas permeability coefficient, m 2 ;
m - пористость; m is the porosity;
µг - вязкость газа в пластовых условиях, мПа·с.µ g is the viscosity of the gas in reservoir conditions, MPa · s.
5. Рассчитывают площадь газоводяного контакта (ГВК) одним из вышеуказанных способов.5. Calculate the area of gas-water contact (GVK) using one of the above methods.
6. Необходимый объем раствора ПАВ для перекрытия литологического окна определяют исходя из создания экрана толщиной 9,2 м в литологическом окне:6. The required volume of surfactant solution for overlapping the lithological window is determined based on the creation of a screen with a thickness of 9.2 m in the lithological window:
Площадь эллипса S=π·a·b=3,14·400·150=188,4·103 м2.The area of the ellipse is S = π · a · b = 3.14 · 400 · 150 = 188.4 · 10 3 m 2 .
Объем эллиптического цилиндра, насыщенного пеной,The volume of the elliptical cylinder saturated with foam,
V=π·a·b·lв=3,14·400·150·9,2=1733,28·103 м3.V = π · a · b · l in = 3.14 · 400 · 150 · 9.2 = 1733.28 · 10 3 m 3 .
Объем пены в поровом объеме эллиптического цилиндраThe volume of foam in the pore volume of an elliptical cylinder
Vпены=π·a·b·lв·m=3,14·400·150·9,2·0,2=347·103 м3.V foam = π · a · b · l in · m = 3.14 · 400 · 150 · 9.2 · 0.2 = 347 · 10 3 m 3 .
Количество раствора пенообразующей композиции в пене, состоящей из одной части раствора и 4-х частей газа в условиях пласта,The amount of solution of the foaming composition in the foam, consisting of one part of the solution and 4 parts of gas in the reservoir
V неуглеводородного газа в условиях пластаV non-hydrocarbon gas in the reservoir
Масса ОП-10 в 0,5% масс. раствореThe mass of OP-10 in 0.5% of the mass. solution
Масса синергетической составляющей ССБ или КССБ из расчета 0,3%:The mass of the synergistic component of the PRS or PRSP at the rate of 0.3%:
7. Компьютерным моделированием отбора газа без и при перекрытии литологического окна в различной степени получены результаты, приведенные в таблице 27. Computer simulation of gas extraction without and when the lithological window is closed to a varying degree, the results are shown in table 2
Формирование в области газоводяного контакта изолирующего экрана из пены уменьшает фазовую газопроницаемость этой области на два-три порядка в зависимости от физико-химических характеристик используемого пенообразующего раствора композиции ПАВ. Водонасыщенность пористой среды снижается до 20-25% и фазовая водопроницаемость этой области существенно снижается в соответствии с кривыми Викова и Ботсета.The formation of an insulating screen of foam in the gas-water contact region reduces the phase gas permeability of this region by two to three orders of magnitude, depending on the physicochemical characteristics of the foam-forming solution of the surfactant composition used. The water saturation of the porous medium decreases to 20–25%, and the phase permeability of this region significantly decreases in accordance with the Vikov and Botset curves.
Формирование газоводоизолирующего экрана в области ГВК обеспечивает ограничение не только возможностей неконтролируемого распространения природного газа, особенно в пластах-коллекторах ПХГ, характеризующихся высокой степенью неоднородности, но и вторжения подошвенной воды в хранилище при циклической эксплуатации ПХГ. Отмеченные особенности позволяют обеспечить газодинамическую стабильность подлежащего хранению в водоносной структуре объема природного газа и, как следствие, приводят к снижению затрат на формирование и поддержание оптимального объема буферного газа, необходимого для эксплуатации ПХГ в проектных режимах. Учитывая значительные по величине размеры площади ГВК на ПХГ и необходимый объем газообразного агента для обеспечения эффективного пенообразования в пористой среде, для создания в области ГВК изолирующего экрана из пены, предлагается из технико-экономических соображений использовать в качестве газообразного агента малоценные неуглеводородные газы, близкие по своим физико-химическим свойствам к природному газу (азот, двуокись углерода, выхлопные газа газомотокомпрессоров, турбонагнетателей и т.д.). При отсутствии такой возможности можно использовать природный газ, что несколько увеличит стоимость проекта.The formation of a gas-insulating screen in the GWC area limits not only the possibilities of uncontrolled distribution of natural gas, especially in UGS reservoirs characterized by a high degree of heterogeneity, but also the invasion of plantar water into the storage during cyclic operation of UGS. The noted features make it possible to ensure the gas-dynamic stability of the volume of natural gas to be stored in the aquifer and, as a result, reduce the cost of generating and maintaining the optimal volume of buffer gas required for the operation of underground gas storage in design conditions. Considering the large size of the GWC area on the UGSF and the necessary volume of the gaseous agent to ensure effective foaming in the porous medium, to create an insulating foam screen in the GVC area, it is suggested, from technical and economic considerations, to use low-value non-hydrocarbon gases similar in their quality as the gaseous agent physical and chemical properties to natural gas (nitrogen, carbon dioxide, exhaust gas, gas compressors, turbochargers, etc.). If this is not possible, you can use natural gas, which will slightly increase the cost of the project.
С целью определения эффективности функционирования предлагаемого способа на процесс эксплуатации ПХГ ниже рассмотрена задача о притоке пластовой воды к эксплуатационным скважинам в период отбора газа из ПХГ.In order to determine the functioning efficiency of the proposed method for the operation of underground gas storage, the problem of inflow of formation water to production wells during the period of gas extraction from underground gas storage is considered below.
Моделировалась работа ПХГ, имеющего макро неоднородность в виде «литологических окон». Рассматривался геологический разрез ПХГ, группа эксплуатационных скважин в сводовой части моделировалась укрупненной «скважиной-галереей». Разрез ловушки моделируется верхней половиной эллипса с безразмерными полуосями 1,4 и 0,8, где единицей измерения является толщина пласта в районе «скважины-галереи». В верхней части расположена укрупненная «скважина-галерея» с поперечным размером 0,08, забой которой расположен на расстоянии 0,5 от газоводяного контакта (ГВК).The UGS operation was simulated, having macro-heterogeneity in the form of “lithological windows”. The UGS geological section was considered, a group of production wells in the vault part was modeled by an enlarged “well-gallery”. The section of the trap is modeled by the upper half of the ellipse with dimensionless semiaxes of 1.4 and 0.8, where the unit of measurement is the thickness of the layer in the area of the "well-gallery". In the upper part there is an enlarged “well-gallery” with a transverse size of 0.08, the bottom of which is located at a distance of 0.5 from the gas-water contact (GWC).
Условия на границах: купол, стенки укрупненной скважины и пропластки непроницаемы. В дальнейшем рассматривалась также перфорированная укрупненная скважина-галерея.Border conditions: the dome, the walls of the enlarged well and interlayers are impermeable. Subsequently, a perforated enlarged well-gallery was also considered.
Неустановившаяся фильтрация жидкости и газа, описываемая дифференциальными уравнениями второго порядка в частных производных параболического типа, в виду сложности учета геологического строения объекта, не позволяет получить точные аналитические решения, пригодные для инженерных расчетов. В связи с этим задача рассматривалась численно, используя интерактивный пакет Matlab.Unsteady filtration of liquid and gas, described by second-order partial differential equations of parabolic type, due to the complexity of taking into account the geological structure of the object, does not allow to obtain accurate analytical solutions suitable for engineering calculations. In this regard, the problem was considered numerically using the interactive Matlab package.
При исследовании движения ГВК строились изобары и линии тока отмеченных частиц в направлении кратчайшего подъема ГВК до установки экрана и после установки экрана при различных вариантах его расположения, его величины (степени перекрытия «литологического окна») и проницаемости. Вначале моделировалась работа ПХГ в макрооднородном пласте при отсутствии литологического окна и при установке непроницаемого экрана под скважиной-галереей на высоте 0,2 от начального уровня ГВК строилась функция стационарного изменения давления по кратчайшей линии тока и рассчитывалось время движения отмеченной частицы с нулевого уровня до забоя укрупненной скважины-галереи.When studying the movement of the GWC, isobars and streamlines of the marked particles were constructed in the direction of the shortest rise of the GWC before the screen was installed and after the screen was installed with various options for its location, its size (degree of overlap of the “lithological window”) and permeability. Initially, the UGS operation was simulated in a macro-uniform formation in the absence of a lithological window and when an impermeable screen was installed under the gallery well at a height of 0.2 from the initial level of the GWC, a function of the stationary pressure change along the shortest flow line was constructed and the time of movement of the marked particle from zero to the enlarged face was calculated well-galleries.
В дальнейшем моделировалась установка экрана, перекрывающего «литологическое окно» на величину от 0% до 100%, где 0% соответствует отсутствию экрана, а 100% - его полному перекрытию. Безразмерная проницаемость внутри купола принималась равной единице. Проницаемость экрана менялась дискретно: 0,001; 0,01; 0,1 и 1 (отсутствие экрана).Further, the installation of a screen overlapping the “lithological window” by a value from 0% to 100% was simulated, where 0% corresponds to the absence of the screen, and 100% to its complete overlap. The dimensionless permeability inside the dome was taken equal to unity. The permeability of the screen changed discretely: 0.001; 0.01; 0.1 and 1 (no screen).
Проводя линии тока ортогонально изобарам, определяют кратчайшую из них от начального уровня ГВК до забоя укрупненной скважины-галереи. Промежутки времени прохождения частицами воды по этому кратчайшему пути характеризуют период безводной эксплуатации ПХГ. Сравнение этих периодов до установки экрана и после установки экранов с различными параметрами определяет эффективность предлагаемого способа эксплуатации ПХГ.By drawing streamlines orthogonally to the isobars, the shortest of them is determined from the initial GWC level to the bottom of the enlarged well-gallery. The time intervals passing by water particles along this shortest path characterize the period of anhydrous storage of underground gas storage facilities. Comparison of these periods before installing the screen and after installing screens with various parameters determines the effectiveness of the proposed method of operating UGS facilities.
Исследования показали, что установка экрана с проницаемостью 0,1 является нецелесообразной, т.к. даже при полном перекрытии литологического окна полученный расчетный эффект (15%) недостаточно высок. В связи с этим моделирование экрана проводилось с экранами с проницаемостью 0,01, т.к. физико-химические способы позволяют гарантированно обеспечивать снижение фазовой проницаемости для газа и жидкости на 2-3 порядка при высокой газонасыщенности.Studies have shown that installing a screen with a permeability of 0.1 is impractical because even with a complete overlap of the lithological window, the calculated calculated effect (15%) is not high enough. In this regard, screen modeling was carried out with screens with a permeability of 0.01, because physicochemical methods allow guaranteed to provide a decrease in phase permeability for gas and liquid by 2-3 orders of magnitude with high gas saturation.
Численным интегрированием определено время движения отмеченных частиц жидкости в случае эксплуатации ПХГ без экрана и при полном перекрытии «литологического окна» экраном с проницаемостью 0,01. Расчеты показали, что при экранировании потока малопроницаемым экраном 0,01 время прохождения отмеченной частицей всего пути от нулевого уровня ГВК до забоя увеличивается в 3,96 раза по сравнению со временем ее движения при отсутствии экрана.Numerical integration determines the movement time of the noted liquid particles in the case of using underground gas storage without a screen and when the “lithological window” is completely blocked by a screen with a permeability of 0.01. Calculations showed that when a screen is shielded by a low-permeability screen of 0.01, the time it takes for the marked particle to travel all the way from the zero level of the GWC to the bottom increases by 3.96 times compared with the time of its movement in the absence of the screen.
Исследования показали, что установка экрана с проницаемостью 0,001 равносильна установке герметичного экрана. Однако установка герметичного экрана проблематична в промысловых условиях реальных хранилищ. Нереально также рассчитывать, что «литологическое окно» и создаваемые экраны будут симметричными относительно укрупненной скважины-галереи. В связи с этим дальнейший анализ движения ГВК производился для условий экранов с относительной проницаемостью 0,01 и перекрытии «литологического окна» на 35%, 50%, 70% и 100% при симметричном и асимметричном расположении «литологического окна» и его асимметричном перекрытии экраном.Studies have shown that installing a screen with a permeability of 0.001 is equivalent to installing a sealed screen. However, the installation of a sealed screen is problematic in the field conditions of real storage facilities. It is also unrealistic to expect that the “lithological window” and the screens created will be symmetrical with respect to the enlarged well-gallery. In this regard, further analysis of the GWC movement was carried out for the conditions of screens with a relative permeability of 0.01 and overlap of the “lithological window” by 35%, 50%, 70% and 100% with a symmetric and asymmetric arrangement of the “lithological window” and its asymmetric overlap by the screen .
В связи с этим рассматривались рандомизированные варианты установки экранов, расположенных асимметрично и не полностью перекрывающих «литологическое окно».In this regard, randomized installation options were considered for screens arranged asymmetrically and not completely overlapping the “lithological window”.
Сводные результаты интерактивного моделирования движения ГВК с использованием пакета Matlab приведены в таблице 3.The summary results of interactive simulation of the GVK movement using the Matlab package are shown in Table 3.
Таким образом, описываемый способ создания подземного хранилища газа в водоносной геологической структуре позволяет ограничить возможность неконтролируемого обводнения ПХГ при его циклической эксплуатации и существенно повысить период безводного отбора газа и, следовательно, активный объем ПХГ.Thus, the described method of creating an underground gas storage in an aquifer geological structure allows to limit the possibility of uncontrolled flooding of underground gas storage during its cyclic operation and significantly increase the period of anhydrous gas extraction and, therefore, the active volume of underground gas storage.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015116101/03A RU2588500C1 (en) | 2015-04-28 | 2015-04-28 | Method of creating underground gas storage in water-bearing geologic structure |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015116101/03A RU2588500C1 (en) | 2015-04-28 | 2015-04-28 | Method of creating underground gas storage in water-bearing geologic structure |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2588500C1 true RU2588500C1 (en) | 2016-06-27 |
Family
ID=66041055
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2015116101/03A RU2588500C1 (en) | 2015-04-28 | 2015-04-28 | Method of creating underground gas storage in water-bearing geologic structure |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2588500C1 (en) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2645053C2 (en) * | 2016-06-28 | 2018-02-15 | Публичное акционерное общество "Газпром" | Method for making low-permeability curved screen in porous medium at underground gas storage |
| WO2019117753A1 (en) | 2017-12-13 | 2019-06-20 | Publichnoe Aktsionernoe Obschestvo "Gazprom " | Method for creating and operating an underground gas storage facility in a water-bearing geologic structure |
| RU2716673C1 (en) * | 2019-05-13 | 2020-03-13 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Method of underground gas storage operation |
| RU2771966C1 (en) * | 2021-10-01 | 2022-05-16 | Публичное акционерное общество "Газпром" | Method for creating an underground gas storage in an aquifer geological structure |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3379260A (en) * | 1965-09-07 | 1968-04-23 | Union Oil Co | Method of storing hydrocarbon fluids using a foam barrier |
| US3393738A (en) * | 1967-01-30 | 1968-07-23 | Union Oil Co | Method for storing gas in subterranean formations |
| RU2085457C1 (en) * | 1995-01-11 | 1997-07-27 | Всероссийский научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий | Method of making underground storage in water bearing bed of nonhomogeneous lithologic structure |
| RU2375281C1 (en) * | 2008-06-26 | 2009-12-10 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Method of low permeable screen creation in porous media of underground gas storage |
| RU2386805C1 (en) * | 2009-01-29 | 2010-04-20 | ОБЩЕСТВО С ОГРАНИЧЕННОЙ ОТВЕТСТВЕННОСТЬЮ "ГАЗПРОМ ПХГ" (ООО "Газпром ПХГ") | Creation method of low-premeability of screen in porous medium |
| RU2483012C1 (en) * | 2011-11-03 | 2013-05-27 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Method for making low-permeability screen in porous medium at underground gas storage |
-
2015
- 2015-04-28 RU RU2015116101/03A patent/RU2588500C1/en active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3379260A (en) * | 1965-09-07 | 1968-04-23 | Union Oil Co | Method of storing hydrocarbon fluids using a foam barrier |
| US3393738A (en) * | 1967-01-30 | 1968-07-23 | Union Oil Co | Method for storing gas in subterranean formations |
| RU2085457C1 (en) * | 1995-01-11 | 1997-07-27 | Всероссийский научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий | Method of making underground storage in water bearing bed of nonhomogeneous lithologic structure |
| RU2375281C1 (en) * | 2008-06-26 | 2009-12-10 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Method of low permeable screen creation in porous media of underground gas storage |
| RU2386805C1 (en) * | 2009-01-29 | 2010-04-20 | ОБЩЕСТВО С ОГРАНИЧЕННОЙ ОТВЕТСТВЕННОСТЬЮ "ГАЗПРОМ ПХГ" (ООО "Газпром ПХГ") | Creation method of low-premeability of screen in porous medium |
| RU2483012C1 (en) * | 2011-11-03 | 2013-05-27 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Method for making low-permeability screen in porous medium at underground gas storage |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| КАРИМОВ М. Ф., Эксплуатация подземных хранилищ газа, Москва, Недра, 1981, с. 104. * |
Cited By (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2645053C2 (en) * | 2016-06-28 | 2018-02-15 | Публичное акционерное общество "Газпром" | Method for making low-permeability curved screen in porous medium at underground gas storage |
| WO2019117753A1 (en) | 2017-12-13 | 2019-06-20 | Publichnoe Aktsionernoe Obschestvo "Gazprom " | Method for creating and operating an underground gas storage facility in a water-bearing geologic structure |
| RU2697798C2 (en) * | 2017-12-13 | 2019-08-19 | Публичное акционерное общество "Газпром" | Method for creation of underground gas storage in water-bearing geological structure |
| CN111542677A (en) * | 2017-12-13 | 2020-08-14 | 俄罗斯天然气工业公开股份公司 | Method for creating and operating underground gas storage facilities in water-bearing geological structures |
| CN111542677B (en) * | 2017-12-13 | 2022-07-29 | 俄罗斯天然气工业公开股份公司 | Method for creating and operating underground gas storage facilities in water-bearing geological structures |
| RU2716673C1 (en) * | 2019-05-13 | 2020-03-13 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Method of underground gas storage operation |
| RU2771966C1 (en) * | 2021-10-01 | 2022-05-16 | Публичное акционерное общество "Газпром" | Method for creating an underground gas storage in an aquifer geological structure |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Raza et al. | CO2 storage in depleted gas reservoirs: A study on the effect of residual gas saturation | |
| CN110318721B (en) | Method for improving recovery ratio by foam flooding auxiliary nitrogen huff and puff of fault block oil reservoir | |
| Matkivskyi et al. | The influence of nitrogen injection duration at the initial gas-water contact on the gas recovery factor | |
| US20130064604A1 (en) | Methods and systems for co2 sequestration | |
| Jin et al. | Geochemical modelling of formation damage risk during CO2 injection in saline aquifers | |
| CN110821448B (en) | Exploitation method and exploitation device for marine natural gas hydrate | |
| CN104314541B (en) | A kind of multielement hot fluid is handled up the method for production of heavy oil reservoir | |
| RU2588500C1 (en) | Method of creating underground gas storage in water-bearing geologic structure | |
| Valeev et al. | Evaluation of water-alternating-gas efficiency when using wide range of gas composition | |
| US10047275B2 (en) | Hydrocarbon recovery using complex water and carbon dioxide emulsions | |
| RU2011148494A (en) | METHOD FOR PRODUCING NATURAL GAS FROM HYDROGEN DEPOSITS AND DEVICE FOR ITS IMPLEMENTATION | |
| US20180216449A1 (en) | Blowdown Pressure Maintenance With Foam | |
| CN115034489A (en) | Gas reservoir CO considering dissolution 2 Buried potential prediction method | |
| RU2386805C1 (en) | Creation method of low-premeability of screen in porous medium | |
| Su et al. | Feasibility of foamed acid treatment in upper stimulation of fractured-vuggy dolomite reservoirs with bottom water | |
| RU2697798C2 (en) | Method for creation of underground gas storage in water-bearing geological structure | |
| RU2483012C1 (en) | Method for making low-permeability screen in porous medium at underground gas storage | |
| RU2527053C1 (en) | Development method of fractured-porous types of reservoirs | |
| RU2695906C1 (en) | Method for development of weakly permeable oil deposit with application of horizontal wells and water and gas impact | |
| RU2375281C1 (en) | Method of low permeable screen creation in porous media of underground gas storage | |
| RU2770028C1 (en) | Method for creating and operating an underground gas storage facility in an aquiferous geological structure | |
| KR20190031926A (en) | Method for improving CO₂injectivity in underground storage using nano particles | |
| RU2731243C2 (en) | Method of developing low-permeable oil deposit using separate injection of water and gas | |
| RU2630318C1 (en) | Development method of tight oil reservoirs by cyclic pumping of carbon dioxide | |
| RU2818282C1 (en) | Method of creating underground gas storage in water-bearing reservoir |