RU2697798C2 - Method for creation of underground gas storage in water-bearing geological structure - Google Patents
Method for creation of underground gas storage in water-bearing geological structure Download PDFInfo
- Publication number
- RU2697798C2 RU2697798C2 RU2017143624A RU2017143624A RU2697798C2 RU 2697798 C2 RU2697798 C2 RU 2697798C2 RU 2017143624 A RU2017143624 A RU 2017143624A RU 2017143624 A RU2017143624 A RU 2017143624A RU 2697798 C2 RU2697798 C2 RU 2697798C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- water
- screen
- storage
- underground
- Prior art date
Links
- 238000003860 storage Methods 0.000 title claims abstract description 61
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 51
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 33
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 137
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 64
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims abstract description 40
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 claims abstract description 29
- 238000005187 foaming Methods 0.000 claims abstract description 28
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract description 19
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 19
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 19
- 238000001914 filtration Methods 0.000 claims abstract description 7
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 4
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 17
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims description 16
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims description 14
- 239000006260 foam Substances 0.000 claims description 12
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims description 11
- 238000012216 screening Methods 0.000 claims description 4
- 238000010907 mechanical stirring Methods 0.000 claims description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 abstract description 25
- 238000002347 injection Methods 0.000 abstract description 11
- 239000007924 injection Substances 0.000 abstract description 11
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 9
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 7
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 4
- 238000002156 mixing Methods 0.000 abstract description 4
- 230000033001 locomotion Effects 0.000 abstract description 3
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 12
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical group O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 10
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 8
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 8
- 230000002195 synergetic effect Effects 0.000 description 7
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical group N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 6
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 5
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 5
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 5
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 3
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 3
- 230000014509 gene expression Effects 0.000 description 3
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 3
- 230000002452 interceptive effect Effects 0.000 description 3
- 230000009545 invasion Effects 0.000 description 3
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 3
- 229910052757 nitrogen Chemical group 0.000 description 3
- 230000008569 process Effects 0.000 description 3
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 3
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 2
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L Sodium Carbonate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 239000013543 active substance Substances 0.000 description 2
- 239000003945 anionic surfactant Substances 0.000 description 2
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 2
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000005094 computer simulation Methods 0.000 description 2
- -1 for example Chemical compound 0.000 description 2
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 2
- 230000014759 maintenance of location Effects 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 description 2
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 2
- 238000011197 physicochemical method Methods 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 2
- 238000006467 substitution reaction Methods 0.000 description 2
- 102100025142 Beta-microseminoprotein Human genes 0.000 description 1
- 101100185029 Homo sapiens MSMB gene Proteins 0.000 description 1
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 1
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 1
- 230000002547 anomalous effect Effects 0.000 description 1
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 1
- 238000012824 chemical production Methods 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 238000009792 diffusion process Methods 0.000 description 1
- 238000011549 displacement method Methods 0.000 description 1
- 230000003631 expected effect Effects 0.000 description 1
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 description 1
- 239000000945 filler Substances 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 1
- 235000010755 mineral Nutrition 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 238000004321 preservation Methods 0.000 description 1
- 230000002265 prevention Effects 0.000 description 1
- 230000000750 progressive effect Effects 0.000 description 1
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 1
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 1
- 229940001593 sodium carbonate Drugs 0.000 description 1
- 229910000029 sodium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000017550 sodium carbonate Nutrition 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 238000003892 spreading Methods 0.000 description 1
- 230000007480 spreading Effects 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B41/00—Equipment or details not covered by groups E21B15/00 - E21B40/00
- E21B41/005—Waste disposal systems
- E21B41/0057—Disposal of a fluid by injection into a subterranean formation
- E21B41/0064—Carbon dioxide sequestration
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B65—CONVEYING; PACKING; STORING; HANDLING THIN OR FILAMENTARY MATERIAL
- B65G—TRANSPORT OR STORAGE DEVICES, e.g. CONVEYORS FOR LOADING OR TIPPING, SHOP CONVEYOR SYSTEMS OR PNEUMATIC TUBE CONVEYORS
- B65G5/00—Storing fluids in natural or artificial cavities or chambers in the earth
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B65—CONVEYING; PACKING; STORING; HANDLING THIN OR FILAMENTARY MATERIAL
- B65G—TRANSPORT OR STORAGE DEVICES, e.g. CONVEYORS FOR LOADING OR TIPPING, SHOP CONVEYOR SYSTEMS OR PNEUMATIC TUBE CONVEYORS
- B65G5/00—Storing fluids in natural or artificial cavities or chambers in the earth
- B65G5/005—Storing fluids in natural or artificial cavities or chambers in the earth in porous layers
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02C—CAPTURE, STORAGE, SEQUESTRATION OR DISPOSAL OF GREENHOUSE GASES [GHG]
- Y02C20/00—Capture or disposal of greenhouse gases
- Y02C20/40—Capture or disposal of greenhouse gases of CO2
Landscapes
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Underground Structures, Protecting, Testing And Restoring Foundations (AREA)
- Gas Separation By Absorption (AREA)
- Management, Administration, Business Operations System, And Electronic Commerce (AREA)
- Lining And Supports For Tunnels (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к методам создания и управления объектом подземного хранения природного газа в водоносных геологических структурах и, в частности, к физико-химическим методам управления движением газоводяного контакта (ГВК) в этих структурах при отборе газа из подземного хранилища.The invention relates to methods for creating and managing an underground natural gas storage facility in aquifer geological structures and, in particular, to physicochemical methods for controlling the movement of a gas-water contact (GWC) in these structures when gas is taken from an underground storage.
Известно, что в практике создания и ввода в промышленную циклическую эксплуатацию подземного хранилища газа (ПХГ) в водоносных пластах-коллекторах выделяют два этапа:It is known that in the practice of creating and putting into commercial cyclic operation an underground gas storage (UGS) in aquifers-reservoirs, two stages are distinguished:
- создание в пористой среде искусственной газовой залежи и проведение ежегодных опытных циклов нарастающей закачки и отбора газа;- creating an artificial gas reservoir in a porous environment and conducting annual pilot cycles of incremental gas injection and 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 газа состоит в создании в пласте-коллекторе ПХГ в конце периода отбора газа из его газонасыщенной зоны с определенным давлением, при котором обеспечивается необходимый дебит отбора газа из хранилища, а также ограничение обводнения эксплуатационных скважин, уменьшение 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 of gas is to create an underground gas storage reservoir at the end of the period of gas extraction from its gas-saturated zone with a certain pressure, at which the necessary gas production rate from the storage is ensured, as well as limiting the watering of production wells, reducing 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 обеспечивают достижение 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 ensure the achievement
стабильных соотношений объемов активного и буферного газа (авторское свидетельство SU 190272, опубл. 16.12.1966, заявки US 3330352, опубл. 11.07.1967 и US 3393738, опубл. 23.07.1968).stable ratios of volumes of active and buffer gas (copyright certificate SU 190272, publ. December 16, 1966, applications US 3330352, publ. 07/11/1967 and US 3393738, publ. 07.23.1968).
Указанные решения основаны на 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, создаваемые по различным технологиям из водных растворов пенообразующих поверхностно-активных веществ (ПАВ), которые используют в виде оторочек между нагнетаемым в пласт природным газом и вытесняемой 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. 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 при закачке и предотвращению прогрессивного внедрения воды в хранилище при отборе газа.These decisions are based on the use of physicochemical methods for intensifying the displacement of produced water by natural gas in the reservoir during the period of gas injection into the underground storage facility in each operation cycle throughout the entire fund of UGS production wells. As a means to intensify the displacement of water by natural gas, foams are used that are created 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. Due 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). As a result, favorable conditions are created for the formation of a compact high-gas saturated UGS volume in a porous medium, which provides optimal ratios of the active and buffer volumes of the stored gas, due to the limitation of uncontrolled gas spreading in a layered inhomogeneous porous medium during injection and prevention of the progressive introduction of water into the storage during gas extraction.
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 превышает 300 единиц. Таким образом использование этих методов связано со значительными материальными эксплуатационными затратами связано со значительными затратами на приобретение используемых Given the cyclical nature of the operation of underground gas storage facilities, these methods of intensifying the displacement of water by gas must be carried out in each cycle when gas is injected into the underground gas storage facility over the entire stock of production wells, the number of which reaches more than 300 units in some domestic underground storage facilities. Thus, the use of these methods is associated with significant material operational costs associated with significant costs for the acquisition of used
химреагентов, проведение технологических операций по реализации методов интенсификации.chemicals, technological operations for the implementation of intensification methods.
Известны способы создания ПХГ, для повышения технико-экономической эффективности которых за счет удешевления стоимости буферного газа, в хранилище закачивают в качестве буферного газ химических производств, искусственный газ или любые другие неуглеводородные газы (авторское свидетельство SU 398803, опубл. 27.09.1973), или в которых буферный природный газ заменяют углекислым газом или азотом до полного извлечения природного буферного газа перед ликвидацией ПХГ (патент RU 2508445, опубл. 27.02.2014).There are known methods of creating UGS facilities, to improve the technical and economic efficiency of which due to the cheaper cost of the buffer gas, chemical production, artificial gas or any other non-hydrocarbon gases are pumped into the storage facility as a buffer (copyright certificate SU 398803, published on 09.27.1973), or in which the buffer natural gas is replaced with carbon dioxide or nitrogen until the natural buffer gas is completely extracted before the liquidation of the underground gas storage facility (patent RU 2508445, publ. 02.27.2014).
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], патент RU 2532278, опубл. 10.11.2014.Known methods for creating UGSFs, providing for the replacement of buffered natural gas with some other less expensive non-hydrocarbon gases, similar 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. - The gas industry, 1985, No. 7, S. 30-31], patent RU 2532278, publ. 11/10/2014.
Согласно указанным способам на первом этапе сооружения ПХГ в пласт производят закачку неуглеводородных газов в объеме, соответствующем проектному объему буферного газа 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 the indicated methods, at the first stage of the construction of UGS facilities, non-hydrocarbon gases are injected into the reservoir in an amount corresponding to the design volume of the buffer gas of the created UGS facility, and then natural gas is injected until the design indicators for the volumes of buffer and active gas are reached in the storage facility and then they are transferred to implementation the second stage of the operation of the UGS facility associated with the cyclic selection and injection of gas.
К недостаткам такого использования в качестве буферного газа неуглеводородных агентов, близких по своим физико-химическим The disadvantages of this use as a buffer gas of non-hydrocarbon agents, similar in their physicochemical
свойствам к метану, относятся осложнения, возникающие вследствие диффузионного перемешивания углеводородного газа и неуглеводородных агентов, в результате чего снижается теплотворная способность такой смеси, а также повышается коррозионная активность кислых компонентов в составе природного газа, транспортирующегося потребителям.properties to methane include complications arising from the diffusion mixing of hydrocarbon gas and non-hydrocarbon agents, resulting in a decrease in the calorific value of such a mixture, as well as increased corrosion activity of acidic components in the composition of natural gas transported to consumers.
Также известен способ создания подземного хранилища газа в геологических структурах, заполненных не углеводородным газом, путем закачки природного газа до величины предельно допустимого значения горного давления (патент RU 2458838, опубл. 20.08.2012). При этом толщина переходной зоны (ловушки) газовой смеси метана и диоксида углерода составляет до 73 м при толщине продуктивной части 100 м.Also known is a method of creating an underground gas storage in geological structures filled with non-hydrocarbon gas by injecting natural gas to the maximum permissible value of rock pressure (patent RU 2458838, publ. 08/20/2012). The thickness of the transition zone (trap) of the gas 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 технологические и технические 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 technological and technical complications. In addition, the above dimensions of the "trap" for aquifers are not found.
Из известных технических решений 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 ПХГ. При этом по мере формирования при закачке газа газонасыщенного объема ПХГ нижнюю часть пласта изолируют путем цементирования, вскрывают и производят отбор из верхней части пласта (патент RU 2085457, приоритет 11.01.1995).Of the known technical solutions, close to the proposed technical essence and the achieved result is a method of creating an underground gas storage in an aquifer of an inhomogeneous lithological structure, based on isolation of the lower zone of the formation and providing for differentiated gas injection and extraction of gas from underground gas storage wells. Moreover, as the gas-saturated volume of underground gas storage is formed during gas injection, the lower part of the formation is isolated by cementing, it is opened and selected from the upper part of the formation (patent RU 2085457, priority 11.01.1995).
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;- 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;
- в процессе цементирования происходит изоляция скважины в конкретном интервале призабойной зоны пласта, а снижение давления в газоносной зоне при отборе газа приводит к подъему пластовой воды, обтекая эту зону, что уменьшает активную газонасыщенную толщину пласта ПХГ.- in the process of cementing, the well is isolated in a specific interval of the bottom-hole zone of the formation, and a decrease in pressure in the gas-bearing zone during gas extraction leads to the rise of formation water, flowing around this zone, which reduces the active gas-saturated thickness of the underground gas storage reservoir.
Наиболее близким к предлагаемому по технической сущности и достигаемому результату является способ (патент RU №2588500, опубл. 27.06.2016) создания подземного хранилища газа в водоносной геологической структуре путем бурения 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 суток.Closest to the proposed technical essence and the achieved result is a method (patent RU No. 2588500, published on June 27, 2016) for creating an underground gas storage in an aquifer geological structure by drilling wells in the arch region of the aquifer through which natural gas is injected until reaching the boundary gas-water contact of hypsometric marks corresponding to the design volume of the storage, after which they are sequentially injected through drilled wells into the gas-water condensate area a step of an aqueous solution of foaming surfactants, and then into the region of the aquifer below the gas-water contact, a non-hydrocarbon gas is injected that is close in its physicochemical properties to natural gas, while the volumes of an aqueous solution of foaming surfactant and non-hydrocarbon gas choose on the basis of a ratio of 1: 1 ÷ 6, which ensures the formation of a stable formation insulating screen from foam during the cyclic selection and injection of natural gas, floor which is studied as a result of mechanical mixing of an aqueous solution of foaming surfactants and non-hydrocarbon gas during their joint filtration in a porous medium, while the foam screen is created with low permeability and thickness, which is determined from the condition of screening-filtration of the bottom water through it during intensive gas extraction from the storage within 90-120 days.
Этот способ имеет несомненные преимущества перед способом по патенту RU 2085457 в технологическом плане, однако имеет следующие недостатки технико-экономического характера:This method has obvious advantages over the method according to patent RU 2085457 in technological terms, however, it has the following disadvantages of a technical and economic nature:
- создание площадного сплошного экрана путем закачки водного раствора ПАВ и газа через несколько пробуренных в область газоводяного контакта скважин приводит к значительным финансовым вложениям;- the creation of an area solid screen by injecting an aqueous solution of surfactant and gas through several wells drilled into the gas-water contact area leads to significant financial investments;
- через вертикальные скважины, вскрытые в зоне ГВК весьма затруднительно создание площадного экрана, т.к., ввиду слоистой неоднородности водоносного пласта раствор ПАВ будет фильтроваться в зону большей проницаемости, которая, как правило, не совпадает с ГВК, и не позволит контролировать толщину экрана, который обеспечивает продление безводного режима (экономический эффект);- through vertical wells, opened in the GWC zone, it is very difficult to create an areal screen, because, due to the layered heterogeneity of the aquifer, the surfactant solution will be filtered into the zone of greater permeability, which, as a rule, does not coincide with the GWC, and will not allow controlling the screen thickness , which provides an extension of the waterless regime (economic effect);
- для создания площадного экрана потребуется бурение специальных скважин в особом порядке по 3-х, 4-х, 5-и, 7-и точечным схемам по одноэтапной схеме или с центральной разгрузочной скважиной, продукцию которой (высокоминерализованная пласта вода), необходимо утилизировать.- to create an areal screen, it will be necessary to drill special wells in a special order according to 3, 4, 5, 7 point schemes according to a one-stage scheme or with a central discharge well, the products of which (highly mineralized water layer) must be disposed of.
Технический результат, на достижение которого направлено предлагаемое изобретение, заключается в повышение эффективности хранения природного газа за счет увеличения активного объема газа и продления режима безводной циклической эксплуатации ПХГ при повышенных темпах отбора газа.The technical result, the achievement of which the present invention is directed, is to increase the efficiency of storage of natural gas by increasing the active gas volume and prolonging the anhydrous cyclic operation of the underground gas storage facility at high rates of gas extraction.
Технический результат обеспечивается тем, что в способе создания подземного хранилища газа в водоносной геологической структуре, включающем в себя бурение скважин в сводовой области водоносной структуры, через которые производят нагнетание природного газа до достижения границей газоводяного контакта гипсометрических отметок, соответствующих проектному объему хранилища, создание в области газоводяного контакта малопроницаемого экрана из дисперсной системы, состоящей из водного раствора пенообразующих поверхностно-активных веществ, а также природного газа или неуглеводородного газа, близкого по своим физико-химическим свойствам к природному газу, при этом объемы водного раствора пенообразующих поверхностно-активных веществ и упомянутого газа выбирают, исходя из соотношения 1:1÷6, обеспечивающего образование устойчивого пластового изолирующего экрана из пены, получаемой в результате механического перемешивания водного раствора пенообразующих поверхностно - активных веществ и упомянутого 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 суток, экран создают через многозабойную скважину, пробуренную в центральной части подземного хранилища газа до уровня проектного газоводяного контакта с числом боковых горизонтальных ответвлений не менее двух, проведенных в зону проектного газоводяного контакта.The technical result is ensured by the fact that in the method of creating an underground gas storage in an aquifer geological structure, which includes drilling wells in the arch 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, creating in gas-water contact of a low-permeability screen from a disperse system consisting of an aqueous solution of foaming surface-active substances c, as well as natural gas or non-hydrocarbon gas, which is close in its physicochemical properties to natural gas, while the volumes of an aqueous solution of foaming surfactants and said gas are selected based on a ratio of 1: 1 ÷ 6, which ensures the formation of a stable reservoir insulation a screen of foam obtained by mechanical mixing of an aqueous solution of foaming surfactants and the aforementioned gas when they are together filtered in a porous medium, while the screen of foam create low permeability and thickness, which is determined from the condition of screening - filtering bottom water through it with intensive gas extraction from the storage facility for 90-120 days, the screen is created through a multilateral well drilled in the central part of the underground gas storage to the level of the design gas-water contact with the number of lateral at least two horizontal branches conducted into the project gas-water contact zone.
Боковые горизонтальные ответвления многозабойной скважины в зависимости от конфигурации изолируемой зоны имеют наклонные направления и/или образуют между собой углы в пределах от 45 до 180 градусов.The horizontal lateral branches of a multilateral well depending on the configuration of the isolated zone have oblique directions and / or form angles between themselves in the range from 45 to 180 degrees.
Способ создания малопроницаемого площадного экрана в пористой среде при эксплуатации подземного хранилища газа поясняется рисунками, где:The method of creating a low permeable areal screen in a porous medium during the operation of an underground gas storage is illustrated by drawings, where:
фиг. 1 - представлена расчетная и экспериментальная зависимость фронтовой газонасыщенности при использовании пенообразующего раствора ПАВ ОП-10;FIG. 1 - presents the calculated and experimental dependence of the front gas saturation when using a foaming solution of surfactant OP-10;
фиг. 2 - показаны промежуточный и окончательный виды экрана, создаваемого через 3 скважины по одноэтапной технологии. 1, 2, 3 - номера скважин, через которые создается площадной экран. Время создания экрана составляет 35 суток. Пунктирная окружность изображает контур «литологического окна» радиусом 139 м, которое необходимо перекрыть;FIG. 2 - shows the intermediate and final views of the screen created through 3 wells using a one-stage technology. 1, 2, 3 - numbers of wells through which the areal screen is created. Screen creation time is 35 days. The dotted circle represents the outline of the “lithological window” with a radius of 139 m, which must be closed;
фиг. 3 - показаны промежуточный и окончательный виды экрана через 4 скважины по одноэтапной технологии. 1, 2, 3. и 4 - номера скважин, через которые создается площадной экран. Время создания экрана составляет 37 суток. Пунктирная окружность изображает контур «литологического окна» радиусом 139 м, которое необходимо перекрыть.FIG. 3 - shows the intermediate and final views of the screen through 4 wells using a single-stage technology. 1, 2, 3. and 4 are the numbers of wells through which the areal screen is created. Screen creation time is 37 days. The dotted circle represents the outline of the “lithological window” with a radius of 139 m, which must be closed.
фиг. 4 - показаны промежуточный и окончательный виды экрана, создаваемого через 4 скважины по двухэтапной технологии. 1,2.3. и 4 - номера скважин, через которые создается площадной экран. Время создания экрана составляет 37 суток, объем откачанной пластовой воды из центральной скважины 6,66 тыс.м3. Пунктирная окружность изображает контур «литологического окна» радиусом 139 м, которое необходимо перекрыть.FIG. 4 - shows the intermediate and final views of the screen created through 4 wells using a two-stage technology. 1,2.3. and 4 - well numbers through which the areal screen is created. The screen creation time is 37 days, the volume of pumped formation water from the central well is 6.66 thousand m 3 . The dotted circle represents the outline of the “lithological window” with a radius of 139 m, which must be closed.
фиг. 5 - показаны промежуточный и окончательный виды экрана, созданного через 4-х забойную скважину. Пунктирная окружность изображает контур «литологического окна» радиусом 139 м, которое необходимо перекрыть. Время создания экрана составляет 28 суток.FIG. 5 - shows the intermediate and final views of the screen created through a 4-hole well. The dotted circle represents the outline of the “lithological window” with a radius of 139 m, which must be closed. Screen creation time is 28 days.
Предлагаемый способ осуществляют следующим образом.The proposed method is as follows.
В водоносной геологической структуре осуществляют бурение расчетного количества эксплуатационных скважин в сводовой области водоносной структуры и в центральной части одну многозабойную скважину до уровня проектного ГВК, через которую проводят боковые горизонтальные ответвления числом 2 и более на уровне проектного ГВК. Через эксплуатационные скважины производят нагнетание природного газа до достижения ГВК гипсометрических отметок, соответствующих проектному объему хранилища, после чего последовательно осуществляют закачку в центральную скважину с горизонтальными ответвлениями в область газоводяного контакта водного раствора пенообразующих поверхностно-активных веществ, а затем производят закачку природного или неуглеводородного газа, близкого по своим физико-химическим свойствам к природному газу, при этом объемы водного раствора In the aquifer geological structure, the calculated number of production wells is drilled in the vault area of the aquifer and in the central part one multilateral well to the level of the design GWK, through which lateral horizontal branches of 2 or more are drawn at the level of the design GWC. Natural gas is injected through production wells until the GWC reaches hypsometric marks corresponding to the design volume of the storage, then they are sequentially injected into the central well with horizontal branches into the gas-water contact region of the aqueous solution of foaming surfactants, and then natural or non-hydrocarbon gas is injected, close in its physicochemical properties to natural gas, while the volume of an aqueous solution
пенообразующих поверхностно-активных веществ и газа выбирают в таких соотношениях, которые в пластовых условиях образуют при механическом перемешивании при их совместной фильтрации расчетную величину устойчивого малопроницаемого площадного экрана. Объемы водного раствора пенообразующих поверхностно-активных веществ и природного или неуглеводородного газа находятся в соотношении 1:1÷6.foaming surfactants and gas are selected in such ratios that under reservoir conditions form with mechanical stirring when they are together filtered, the calculated value of a stable low-permeable areal screen. The volumes of an aqueous solution of foaming surfactants and natural or non-hydrocarbon gas are in a ratio of 1: 1 ÷ 6.
Теоретической и расчетной основой создания малопроницаемых экранов являются эмпирические зависимости относительных фазовых проницаемостей (Каримов М.Ф. Эксплуатация подземных хранилищ газа, М., Недра, 1981, стр. 104), которые для ПАВ и их концентраций, приведенных в таблице 1, в уточненном виде имеют коэффициент корреляции в пределах 0,8≤R2≤0,99 при использовании выражений:The theoretical and calculated basis for the creation of low-permeability screens is the empirical dependences of the relative phase permeabilities (Karimov MF Operation of underground gas storages, M., Nedra, 1981, p. 104), which for the surfactants and their concentrations are given in table 1 in the specified form have a correlation coefficient in the range of 0.8≤R 2 ≤0.99 when using the expressions:
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 .;
Эти зависимости используются в дальнейших расчетах, выполняемых на ЭВМ.These dependencies are used in further calculations performed on a computer.
В качестве пенообразующих ПАВ возможно использовать различные ПАВ, примеры которых указаны в нижеприведенной таблице 1. 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 (КССБ или ССБ), обладает синергетическим эффектом вследствие лучшей адсорбции КССБ или ССБ 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: КССБ или ССБ) 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.As a foaming surfactant, it is possible to use various surfactants, examples of which are shown in Table 1 below. It is more preferable to use a solution of synergistic surfactant compositions (foaming solution) consisting of a main 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 ethoxylated alkyl phenol, or Synterol AFM-12 sodium carboxymethylated ethoxylated isophenols and an anionic surfactant in the form of a sulfite-alcohol stillage (KSSB or SSB) has synergistic effect due to better adsorption of KSSB or SSB on the surface of the rock (Hydrodynamics and filtration of single-phase and multiphase flows, Proceedings of the Moscow Institute of Mineral Resources 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: KSSB or PRS) 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 природного или неуглеводородного газа для пенообразования в каждую скважину в пластовых условиях предпочтительно составляет от 1 до 6 объемов используемого объема раствора пенообразующих поверхностно-активных веществ. Определение концентрации ПАВ в растворе пенообразующих поверхностно-активных веществ, необходимого для создания эффективного экрана, производят с учетом химического состава пластовой воды, сорбционных свойств To ensure a stable thickness of the screen, the amount of injected natural or 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. The determination of 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 formation water, sorption properties
пористой среды и вида ПАВ. Рекомендуемые ПАВ для создания экранов в зависимости от минерализации пластовой воды представлены в таблице 1.porous medium and type of surfactant. Recommended surfactants for creating screens depending on the salinity of produced 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) при применении ПАВ ОП-10, представлены 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) when using surfactants OP-10, are presented 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 приведенных 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. Таким образом 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 above 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. Thus, 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, например, следующими приемами.The horizontal dimensions of the insulating low-permeability screen is determined, for example, by the following methods.
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, многоугольником или кругом, овалом, эллипсом или делят на отдельные участки, площади которых также 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 polygon or circle, an oval, ellipse or divided into separate sections, the areas of which are also approximated by a part, for example, a circle, oval, ellipse, polygon, or a combination of such figures, the total 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 The volume of the required screen is calculated by multiplying the found area by the estimated screen thickness. Calculated in this way
объем малопроницаемого экрана должен состоять из одной части пенообразующего раствора ПАВ и 1-6 частей газа в условиях пласта. Период создания экрана определяется подготовительными работами, закачкой раствора и закачкой газа.the volume of the low-permeability screen should consist of one part of a foaming surfactant solution and 1-6 parts of gas in the reservoir. The period of creation of the screen is determined by the preparatory work, the injection of the solution and the injection of gas.
Основным параметром экрана, определяющим эффективность его функционирования, является толщина экрана. Толщина экрана определяется исходя из того, что частица подошвенной воды должна фильтроваться сквозь экран в период цикла отбора за время ϑ, 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 90-120 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 during the sampling cycle for a time ϑ, which is technologically justified from the condition of reliable isolation of the invasion of plantar water into the gas-bearing region during cyclic operation of underground gas storage. Depending on the geological and technological features of the underground gas storage facilities, the time ϑ can be 90-120 days.
Толщину экрана (необходимый вертикальный поперечный размер 
где:Where:
ϑ - необходимое время экранирования пластовой воды, с;ϑ is the required screening time of formation water, s;
P1 и Р2 - значение давления на границах экрана, МПа;P 1 and P 2 - pressure value at the boundaries of the screen, MPa;
k - абсолютная проницаемость пласта в изолируемой зоне, м2;k is the absolute permeability of the formation in the isolated zone, m 2 ;
μв - вязкость воды в пластовых условиях, мПа⋅с;μ in - viscosity of water in reservoir conditions, MPa⋅s;
m - коэффициент пористости пласта в изолируемой зоне.m is the coefficient of porosity of the reservoir in the isolated zone.
Из формулы следует, что толщина экрана зависит от параметров пласта - проницаемости k и пористости m.From the formula it follows that the thickness of the screen depends on the parameters of the reservoir - permeability k and porosity m.
Принимая в формуле необходимое время экранирования вторгающейся пластовой воды, определяют толщину экрана.Taking the necessary screening time of the invading formation water in the formula, the screen thickness 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 м3, с активным объемом 1,5 млрд м3. В подошвенной части хранилища имеется литологическое окно круговой формы с радиусом 139 м, которое необходимо перекрыть горизонтальным малопроницаемым экраном. Период отбора длится 90-120 суток. Определяют толщину (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 при установки экрана.There is underground gas storage in aquifers with a total volume of stored gas of 3 billion m 3 , with an active volume of 1.5 billion m 3 . In the sole of the storage there is a lithological window of circular shape with a radius of 139 m, which must be covered with a horizontal low-permeability screen. The selection period lasts 90-120 days. The thickness (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 when installing a 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;
Средняя абсолютная проницаемость k=0,65⋅10-12 м2;The average absolute 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 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 предпочтительной концентрацией 0,967% и добавляют синергетическую компоненту ПАВ -0,3% КССБ или ССБ.1. According to table 1, the main foaming surfactant is selected, for example, OP-10СНХК, a solution with a preferred concentration of 0.967% is prepared, and the synergistic component of the surfactant is added -0.3% KSSB or PRS.
2. По кривым, приведенным на фиг. 1, определяют фронтовую насыщенность s в зависимости от принятой концентрации (0,967%) s=0,7.2. According to the curves shown in FIG. 1, the front saturation s is determined depending on the concentration adopted (0.967%) s = 0.7.
3. По формулам (1) и (2) определяют относительные проницаемости для газа и жидкости при s=0,7:
4. Рассчитывают проектную толщину (вертикальный поперечный размер) экрана 
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 
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 водопроницаемости, м2;k in - phase permeability coefficient, m 2 ;
m - коэффициент пористости;m is the coefficient of porosity;
μв - вязкость пластовой воды в пластовых условиях, мПа⋅с.μ in - viscosity of produced water in reservoir conditions, MPa⋅s.
5. Рассчитывают площадь ГВК одним из вышеуказанных приемов.5. Calculate the area GVK 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 круга S=π⋅r2=3,14⋅1392=59832 м2.The area of the circle S = π⋅r 2 = 3.14⋅139 2 = 59832 m 2 .
Объем кругового цилиндра, насыщенного пеной,The volume of a circular cylinder saturated with foam,
Объем пены в поровом объеме кругового цилиндраThe volume of foam in the pore volume of a circular cylinder
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 conditions:
Объем V природного или неуглеводородного газа в экране в условиях пласта:Volume V of natural or non-hydrocarbon gas in the screen in the reservoir conditions:
Масса ОП-10 в растворе по таблице 1The mass of OP-10 in solution according to table 1
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 выполнены расчеты параметров ПХГ при перекрытии «литологического окна» различными способами:7. Computer simulation performed the calculation of the parameters of underground gas storage facilities when the “lithological window” was closed in various ways:
- по одноэтапной технологии через одну скважину, имеющуюся или пробуренную в центральной части изолируемой зоны;- according to one-stage technology through one well, existing or drilled in the central part of the isolated zone;
- по одноэтапной технологии через три скважины, имеющиеся или пробуренные в изолируемой зоне в вершинах равностороннего треугольника, этапы создания экрана показаны на фиг. 2а. и 2б.;- according to a one-stage technology, through three wells that are available or drilled in an isolated zone at the vertices of an equilateral triangle, the steps for creating a screen are shown in FIG. 2a. and 2b .;
- через четыре скважины, одна из которых центральная, по одноэтапной технологии, когда во все скважины производят закачку раствора синергетической композиции и газа; визуализированный процесс создания экрана по этой технологии приводится на фиг. 3а и 3б;- through four wells, one of which is central, according to one-stage technology, when a solution of synergistic composition and gas is injected into all wells; the visualized screen creation process of this technology is shown in FIG. 3a and 3b;
- через четыре скважины, одна из которых центральная, по двухэтапной технологии, когда из центральной скважины откачивается пластовая вода до появления в ней маркеров соседних нагнетательных скважин, свидетельствующих о завершении первого этапа и начале второго этапа, визуализированные результаты, которых приведены на фиг. 4а и 4б;- through four wells, one of which is central, using a two-stage technology, when formation water is pumped out from the central well until the markers of neighboring injection wells appear in it, indicating the completion of the first stage and the beginning of the second stage, the visualized results shown in FIG. 4a and 4b;
- через одну центральную многозабойную скважину с крестообразным заканчиванием с длиной горизонтальных частей, равной радиусу изолируемого кругообразного «литологического окна»;- through one central multilateral well with a cross-shaped completion with a length of horizontal parts equal to the radius of the insulated circular “lithological window”;
визуализированный процесс создания экрана по этой технологии приводится на фиг. 5а и 5б.the visualized screen creation process of this technology is shown in FIG. 5a and 5b.
Формирование водоизолирующего экрана в области ГВК обеспечивает ограничение вторжения подошвенной воды в хранилище при циклической эксплуатации ПХГ. Это позволяет 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 газа для создания экрана путем пенообразования в пористой среде, который остается в пласте, предлагается из технико-экономических соображений использовать в качестве газообразного агента малоценные неуглеводородные газы, близкие по своим физико-химическим свойствам к природному газу (азот, диоксид углерода, выхлопные газы газомоторкомпрессоров, турбонагнетателей и т.д.). При отсутствии такой возможности можно использовать природный газ, что несколько увеличит стоимость проекта.The formation of a water-insulating screen in the GVK area limits the invasion of plantar water in the storage during cyclic storage of underground gas storage facilities. This makes it possible to ensure 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 storage facilities under design conditions. Considering the large size of the GVK area on the underground gas storage facility and the necessary volume of gas to create a screen by foaming in a porous medium that remains in the reservoir, it is proposed, for technical and economic reasons, to use low-value non-hydrocarbon gases as a gaseous agent that are close in physical and chemical properties to natural gas (nitrogen, carbon dioxide, exhaust gases of gas engine 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 была рассмотрена задача о притоке пластовой воды к эксплуатационным скважинам в период отбора газа из ПХГ.In order to determine the effectiveness of the proposed method for the operation of the underground gas storage, the problem of the inflow of produced water to production wells during the period of gas extraction from the underground gas storage was 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.
Моделировались различные варианты установки экрана с коэффициентом перекрытия 
Моделирование показало, что установка экрана с проницаемостью 0,001 равносильна установке герметичного экрана. Однако установка герметичного экрана проблематична в промысловых условиях реальных хранилищ. В связи с этим исследовался вариант эксплуатации экрана с проницаемостью 0,01, что создает трехкратный запас надежности.Modeling showed 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. In this regard, the option of operating a screen with a permeability of 0.01 was studied, which creates a three-fold safety margin.
Результаты интерактивного моделирования движения ГВК с использованием пакета Matlab приведены в таблице 3.The results of interactive simulation of the GVK movement using the Matlab package are shown in Table 3.
Из сравнения результатов интерактивного моделирования установки экранов различными способами на параметры эксплуатации ПХГ следует предпочтительность создания площадного экрана через многозабойную скважину, т.к. при этом способе имеют место:From a comparison of the results of interactive modeling of the installation of screens in various ways on the UGS operation parameters, the preference is given to creating an areal screen through a multilateral well, as with this method, there are:
- повышенная точность установки экрана, что является основой для получения ожидаемого эффекта;- increased accuracy of the screen installation, which is the basis for the expected effect;
- наименьший срок создания экрана по сравнению с другими способами;- the shortest time to create a screen compared to other methods;
- минимальный расход реагентов для создания экрана;- minimum consumption of reagents to create a screen;
- сравнительная дешевизна на фоне других способов создания экрана;- comparative cheapness against the background of other ways to create a screen;
- наибольший эффект при отборе газа, вследствие максимального точного перекрытия «литологического окна».- the greatest effect in the selection of gas, due to the maximum accurate overlap of the "lithological window".
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 (2)
Priority Applications (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017143624A RU2697798C2 (en) | 2017-12-13 | 2017-12-13 | Method for creation of underground gas storage in water-bearing geological structure |
| PCT/RU2018/000781 WO2019117753A1 (en) | 2017-12-13 | 2018-12-04 | Method for creating and operating an underground gas storage facility in a water-bearing geologic structure |
| CN201880071558.5A CN111542677B (en) | 2017-12-13 | 2018-12-04 | Method for creating and operating underground gas storage facilities in water-bearing geological structures |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017143624A RU2697798C2 (en) | 2017-12-13 | 2017-12-13 | Method for creation of underground gas storage in water-bearing geological structure |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2017143624A RU2017143624A (en) | 2019-06-13 |
| RU2017143624A3 RU2017143624A3 (en) | 2019-06-13 |
| RU2697798C2 true RU2697798C2 (en) | 2019-08-19 |
Family
ID=65363348
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2017143624A RU2697798C2 (en) | 2017-12-13 | 2017-12-13 | Method for creation of underground gas storage in water-bearing geological structure |
Country Status (3)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN111542677B (en) |
| RU (1) | RU2697798C2 (en) |
| WO (1) | WO2019117753A1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2770028C1 (en) * | 2021-05-13 | 2022-04-14 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром ПХГ" | Method for creating and operating an underground gas storage facility in an aquiferous geological structure |
Citations (4)
| 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 |
| 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 |
| 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 |
| RU2588500C1 (en) * | 2015-04-28 | 2016-06-27 | Публичное акционерное общество "ГАЗПРОМ" (ПАО "ГАЗПРОМ") | Method of creating underground gas storage in water-bearing geologic structure |
Family Cites Families (13)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3288212A (en) * | 1964-05-21 | 1966-11-29 | Union Oil Co | Secondary oil recovery method |
| SU190272A1 (en) | 1965-11-06 | 1966-12-16 | ||
| US3330352A (en) * | 1966-11-02 | 1967-07-11 | Union Oil Co | Method for the subterranean storage of gas |
| US3393738A (en) | 1967-01-30 | 1968-07-23 | Union Oil Co | Method for storing gas in subterranean formations |
| SU398803A1 (en) | 1971-06-02 | 1973-09-27 | Ф. А. Требин, А. М. Байков , Н. М. Байков Ордена Ленина производственное объединение БАШНЕФТЬ | GAS STORAGE METHOD FOR UNDERGROUND STORAGE |
| GB2062063B (en) * | 1979-10-23 | 1983-04-13 | Nat Iranian Oil Co | Method for recovering oil from an underground formation |
| CN1240494A (en) * | 1996-12-19 | 2000-01-05 | 瓦克化学有限公司 | Method for drying out rock containing immobile formation water within the encroachment area of natal gas deposits and gas reservoirs |
| CN101315025B (en) * | 2008-06-05 | 2011-09-21 | 太原理工大学 | Construction method for rock salt cavity gas storage house |
| CN101493007B (en) * | 2008-12-30 | 2013-07-17 | 中国科学院武汉岩土力学研究所 | Natural gas separation and waste gas geological sequestration method based on mixed fluid self-separation |
| 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 |
| RU2458838C1 (en) | 2011-03-28 | 2012-08-20 | Учреждение Российской академии наук Институт проблем нефти и газа РАН | Method for creating underground gas storage in geological structures filled with gas |
| RU2508445C1 (en) | 2012-06-14 | 2014-02-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Method of underground gas storage abandonment |
| RU2532278C2 (en) | 2012-12-24 | 2014-11-10 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт проблем нефти и газа РАН | Method of underground gas storage operation |
-
2017
- 2017-12-13 RU RU2017143624A patent/RU2697798C2/en active
-
2018
- 2018-12-04 CN CN201880071558.5A patent/CN111542677B/en active Active
- 2018-12-04 WO PCT/RU2018/000781 patent/WO2019117753A1/en active Application Filing
Patent Citations (4)
| 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 |
| 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 |
| 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 |
| RU2588500C1 (en) * | 2015-04-28 | 2016-06-27 | Публичное акционерное общество "ГАЗПРОМ" (ПАО "ГАЗПРОМ") | Method of creating underground gas storage in water-bearing geologic structure |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2770028C1 (en) * | 2021-05-13 | 2022-04-14 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром ПХГ" | Method for creating and operating an underground gas storage facility in an aquiferous geological structure |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN111542677B (en) | 2022-07-29 |
| WO2019117753A1 (en) | 2019-06-20 |
| RU2017143624A (en) | 2019-06-13 |
| WO2019117753A9 (en) | 2019-09-19 |
| CN111542677A (en) | 2020-08-14 |
| RU2017143624A3 (en) | 2019-06-13 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Xu et al. | A review of development methods and EOR technologies for carbonate reservoirs | |
| Wanniarachchi et al. | Shale gas fracturing using foam-based fracturing fluid: a review | |
| Sun et al. | A novel method to enhance methane hydrate exploitation efficiency via forming impermeable overlying CO2 hydrate cap | |
| US6325147B1 (en) | Enhanced oil recovery process with combined injection of an aqueous phase and of at least partially water-miscible gas | |
| Wanniarachchi et al. | Current opinions on foam-based hydro-fracturing in deep geological reservoirs | |
| US3368624A (en) | Control of gas-oil ratio in producing wells | |
| EP0566394A1 (en) | Gas well treatment compositions and methods | |
| US20130064604A1 (en) | Methods and systems for co2 sequestration | |
| CN1831294B (en) | Nitrogen filling foam water-control oil-increasing technology | |
| US10961435B2 (en) | Hydrocarbon recovery using complex water and carbon dioxide emulsions | |
| CN103648615A (en) | Method for sequestration of greenhouse gases by formation of unstable gas/brine interfaces in subterranean formations | |
| RU2656282C2 (en) | Method, system and composition for producing oil | |
| Byrnes | Role of induced and natural imbibition in frac fluid transport and fate in gas shales | |
| Alam et al. | Dual benefits of enhanced oil recovery and CO2 sequestration: The impact of CO2 injection approach on oil recovery | |
| Valeev et al. | Evaluation of water-alternating-gas efficiency when using wide range of gas composition | |
| Drozdov | Filtration studies on cores and sand packed tubes from the Urengoy field for determining the efficiency of simultaneous water and gas injection on formation when extracting condensate from low-pressure reservoirs and oil from oil rims | |
| RU2588500C1 (en) | Method of creating underground gas storage in water-bearing geologic structure | |
| RU2697798C2 (en) | Method for creation of underground gas storage in water-bearing geological structure | |
| Drozdov et al. | Application of pump-ejecting system for SWAG injection and utilization of associated gas | |
| RU2386805C1 (en) | Creation method of low-premeability of screen in porous medium | |
| RU2349742C1 (en) | Method of oil deposit development | |
| Ngo et al. | Enhancing surfactant desorption through low salinity water post-flush during Enhanced Oil Recovery | |
| KR102017658B1 (en) | Method for improving CO₂injectivity in underground storage using nano particles | |
| RU2770028C1 (en) | Method for creating and operating an underground gas storage facility in an aquiferous geological structure | |
| RU2708924C1 (en) | Method of increasing oil recovery of carbonate oil formation with recovery of formation pressure |