Способ создания малопроницаемого криволинейного экрана в пористой среде при подземном хранении газа

Изобретение относится к способу создания малопроницаемого экрана в пористой среде при подземном хранении газа в пористых пластах-коллекторах и может быть использовано в нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - повышение надежности экрана за счет закачки раствора и газа, удешевление и упрощение технологии создания экрана и улучшение экологической обстановки в районе расположения хранилища газа. По способу в изолируемой зоне пласта выбирают имеющиеся скважины или намечают в плане местности координаты новых скважин для бурения для создания малопроницаемого внутрипластового экрана. Составляют таблицу выбранных скважин с ранжированными нарастающими фильтрационно-емкостными характеристиками - ФЕС. Определяют и минимизируют необходимый объем экрана по радиусу локального экрана той скважины, которая имеет наименее низкие ФЕС, и определяют соответствующие оптимальные объемы и радиусы локальных экранов, объемы растворов и количества газа для создания локальных экранов. Создание общего криволинейного экрана начинают последовательно с первой скважины с наименьшими ФЕС путем закачки в нее расчетных объемов раствора и газа. Второй выбирают ту скважину, ФЕС которой выше, чем в предыдущей. Закачивают расчетные объемы раствора и газа. Такой порядок выдерживают вплоть до последней скважины. Ширину экрана, его радиус и объемы используемых материалов и реагентов определяют по аналитическим зависимостям с использованием оптимизаций. В результате обеспечивают существенную экономию на реагентах. Откачки пластовой воды не требуется. Не требуется разгрузочных скважин с их оборудованием высокопроизводительными погружными насосами. Не требуется откачка и утилизация пластовой воды. Использование природного газа упрощает технологию создания экрана. Замена природного горючего газа на отработанный газ удешевляет технологию и улучшает экологическую обстановку в районе расположения хранилища. 5 табл., 4 ил.

 

Изобретение относится к подземному хранению газа в пористых пластах-коллекторах, в частности, к способам ограничения нежелательного движения пластовых флюидов в пористых средах и может быть использовано в нефтегазодобывающей промышленности.

Теоретической основой создания внутрипластовых экранов является снижение фазовой проницаемости пористой среды для пластовой жидкости и газа при закачке через скважины в зону пласта-коллектора, подлежащую изоляции, экранирующих жидкостей различной природы - цементных растворов, гидрофобизаторов, пены, эмульсий и т.п.

Наиболее эффективным средством для создания внутрипластовых экранов с целью изоляции нежелательного движения воды и особенно газа является образование в пористой среде пены из раствора пенообразователя на основе поверхностно-активного вещества (ПАВ) и газа. Согласно результатам лабораторных исследований, приведенных в монографии (Эксплуатация подземных хранилищ газа, Каримов М.Ф., М., Недра, 1981), пена, образованная в пласте из раствора пенообразователя и газа, представляет собой неравновесную дисперсную систему и, в зависимости от концентрации ПАВ в растворе и насыщенности газом пористой среды, может на несколько порядков снижать фазовую проницаемость пористой среды, особенно для газа.

Известен способ создания пластового экрана путем закачки раствора пенообразователя в цепочку скважин в зоне предполагаемой утечки газа в пласте-коллекторе (US 3330352, 1967 и US №3393738, 1968, Каримов М.Ф (1965-67), Труды МИНХ и ГП им. И.М. Губкина, вып. 79, М. Недра, 1969, с. 53). Согласно указанному способу в результате механического перемешивания раствора пенообразователя и потока газа в пласте, подлежащем изоляции, в пористой среде образуется пена, которая обладает изолирующими свойствами. Рекомендуемая концентрация ПАВ в растворе пенообразователя составляет от 0,001 до 10 мас.%. С целью повышения стабильности образуемой в пласте пены в раствор пенообразователя добавляют загуститель. При этом раствор пенообразователя нагнетают в пласт в объеме, достаточном для образования сплошного экрана, двумя порциями, причем концентрация ПАВ в первой порции составляет от 1 до 10 мас.%, а во второй - от 0,001 до 1 мас.%. Данному способу свойственны следующие недостатки: при закачке раствора пенообразователя во все скважины цепочки одновременно для получения приемлемого результата необходимо закачивать очень большие объемы раствора. Для поддержания постоянного расхода необходимо повышать давление нагнетания, что не всегда осуществимо, а снижение расхода увеличивает сроки создания экрана в пласте. Нагнетание раствора пенообразователя в цепочку скважин с постоянным расходом приводит к повышению пластового давления. А при закачке раствора ПАВ во все скважины цепочки неодновременно (или последовательно) происходит оттеснение ранее закачанного в соседнюю скважину раствора из расчетной зоны экрана.

Известен способ создания экрана в пласте, при котором пенообразующий раствор с концентрацией ПАВ в нем от 0,01 до 5 мас.%, закачивают в нагнетательные скважины, чередующиеся с разгрузочными (US 3306354, 1967 и US №3379260, 1968). При этом разгрузочные скважины оставляют открытыми, которые работают на самоизлив, и по наличию концентрации ПАВ в изливающейся из них жидкости контролируют образование сплошного барьера из раствора ПАВ.

Описанный способ создания экрана является более рациональным благодаря возможности некоторого контроля чрезмерного повышения пластового давления и принципиальной возможности получения в пласте сплошного барьера из раствора пенообразователя благодаря наличию разгрузочных скважин. Однако, в связи с низким темпом фонтанного самоизлива пластовой воды из разгрузочных скважин не гарантируется создание сплошного барьера за приемлемые сроки (за период закачки газа в ПХГ) и поэтому этот способ мало отличается от предыдущих и расход раствора пенообразователя является завышенным.

Известен способ создания пенного экрана (барьера) в пласте при подземном хранении газа (SU №1385438, 1986). Согласно этому изобретению раствор пенообразователя закачивают в пласт в зоне предполагаемой изоляции потока газа через чередующиеся нагнетательные и разгрузочные скважины. На первом этапе раствор закачивают в ряд нагнетательных скважин, чередующихся с разгрузочными, до появления раствора пенообразователя в отбираемой из разгрузочных скважин жидкости, причем дебит разгрузочных скважин должен превышать приемистость нагнетательных. После появления раствора ПАВ в разгрузочных скважинах нагнетательные скважины останавливают и переводят под закачку газа для пенообразования, а раствор пенообразователя закачивают в разгрузочные скважины, причем объем раствора, закачанного на втором этапе, составляет 2/3 от объема раствора, закачанного в пласт на первом этапе. Затем в разгрузочные скважины подают газ для пенообразования.

Недостатки способа заключаются в следующем:

- способ рационален для случая нечетного количества скважин, участвующих в создании экрана, так как при четном числе скважин разгрузочная (крайняя) скважина должна добывать пластовую воду с периферии ПХГ, т.е. перекачивать половину пластовой воды впустую, или две внутренние скважины должны откачивать пластовую воду, а в крайние - закачивать раствор.

- для откачки пластовой воды необходимы погружные насосы высокой производительности и мощности, т.к. для эффективного создания экрана суммарная производительность откачивающих скважин должна быть кратно больше (до 5-10 раз) производительности нагнетательных скважин.

Моделирование показывает, что объем раствора пенообразователя для создания экрана существенно зависит от соотношения дебита разгрузочных и приемистости нагнетательных скважин, от неоднородности пласта и расстояния между скважинами. Поскольку разгрузочные скважины, из которых на первом этапе отбирается жидкость, продуцируют раствор, закачанный, по крайней мере, в две соседние нагнетательные скважины, то вследствие неоднородности пласта и разного, в общем случае, расстояния между скважинами растворы из соседних нагнетательных скважин появляются в разгрузочных скважинах по времени не синхронно. Разница во времени ΔT составляет значительную величину. Расчеты показывают, что при известной погрешности заложения скважин, например 10 м, раствор при расходе закачки 1000 м³/сут появится в разгрузочной скважине на 3 сут позже расчетного, что повлечет за собой не сплошность экрана и перерасход раствора и ПАВ на 3000 м³ и 15 т, соответственно, только по одной скважине. В известном способе (SU №1385438, 1986) такой фактор не учитывается. Кроме того, этот способ не решает вопросы контроля надежности перекрытия изолируемого участка, вопросы распространения экрана за пределы крайних скважин и не определяет объемы закачиваемого в скважины газа для создания устойчивого экрана.

Известен способ создания малопроницаемого экрана в пористой среде при подземном хранении газа (РФ №2375281, 2008), в котором устранены указанные недостатки путем применения индивидуальных маркеров при закачке растворов в нагнетательные скважины, появление которых в разгрузочных скважинах идентифицирует сплошность распространения раствора, из которого создается экран между указанными скважинами, и ограничивает непроизводительные расходы раствора (реагентов, растворителей) и энергии на его закачку. После появления второго маркера в разгрузочной скважине в нее закачивают раствор в том количестве, которого достаточно для образования в пласте перешейка, обеспечивающего минимально-необходимую ширину экрана. Образование надежного малопроницаемого экрана достигается закачкой во все скважины цепочки газа в объеме, равном в пластовых условиях 3-5 объемам закачанного в индивидуальные скважины раствора ПАВ.

Недостаток этого способа заключается в следующем:

- способ также рационален для случая нечетного количества скважин, участвующих в создании экрана, так как при четном числе скважин разгрузочная (крайняя) скважина должна добывать пластовую воду с периферии ПХГ, т.е. перекачивать половину пластовой воды впустую (или две внутренние скважины должны откачивать пластовую воду);

- необходимость установки погружных электроцентробежных насосов значительной мощности в разгрузочных скважинах;

- необходимость откачки больших количеств высокоминерализованной пластовой воды;

- необходимость утилизации откачиваемой высокоминерализованной пластовой воды путем закачки ее через имеющиеся или специально пробуренные скважины ниже водоносных горизонтов, откуда берутся питьевые воды.

Известен способ (РФ 2483012, 2011), в котором устранены некоторые указанные недостатки, однако исследования показали, расход материалов и энергии кратно превышает количество, необходимое и достаточное для создания экрана. Задачами способа (РФ 2483012, 2011) являются повышение надежности экрана, создаваемого через группу скважин путем закачки раствора и газа, удешевление создания малопроницаемого экрана и улучшение экологической обстановки в районе расположения ПХГ. Поставленная задача достигается тем, что в известном способе создания малопроницаемого экрана в пористой среде при подземном хранении газа, включающем закачивание в нагнетательные скважины раствора пенообразователя, меченного индивидуальными маркерами, каждый из которых соответствует данной нагнетательной скважине, до появления раствора пенообразователя с маркером, соответствующим данной нагнетательной скважине, по меньшей мере, в одной разгрузочной скважине, отбор пластовой жидкости из разгрузочных скважин с суммарным дебитом, большим суммарного расхода закачиваемого в нагнетательные скважины раствора пенообразователя, закачивание раствора пенообразователя в разгрузочные скважины после появления в них растворов пенообразователей с маркерами, соответствующими, по меньшей мере, двум нагнетательным скважинам, согласно предлагаемому изобретению предварительно определяют необходимые объемы растворов в межскважинных пространствах, последовательно закачивают в нагнетательные скважины 0,5-0,55 расчетного объема меченого раствора пенообразователя и меченый газ до появления меченого газа в разгрузочной скважине, после чего в разгрузочную скважину закачивают расчетные объемы раствора и газа, обеспечивающие минимально-необходимую ширину экрана, в качестве газа для создания экрана используют отработанный газ компрессорных станций, негорючие и/или инертные газы или подлежащий хранению природный газ. Этому способу присущи недостатки:

- необходимость установки погружных электроцентробежных насосов значительной мощности в разгрузочных скважинах;

- необходимость откачки больших количеств высокоминерализованной пластовой воды;

- необходимость утилизации откачиваемой высокоминерализованной пластовой воды путем закачки ее через имеющиеся или специально пробуренные скважины ниже водоносных горизонтов, откуда берутся питьевые воды;

- сложность реализации контроля потоков различными маркерами.

Кроме того компьютерное моделирование создания внутрипластовых экранов по двухэтапной технологии обнаружило особенность, которая ранее не была известна. Эта особенность состоит в том, что закачанная в скважину пенообразующая жидкость под действием изменения направления пластовых потоков от соседних скважин отклоняется от расчетного направления при изменении режима работы разгрузочной скважины (снижение темпа отбора или временная аварийная остановка) и планируемая сплошность перешейка не достигается. Это происходит потому, что пласт, насыщенный жидкой фазой - пластовой водой и раствором, имеет абсолютную проницаемость, и изменение направления векторов градиента давления при закачке раствора в нагнетательную скважину и при изменении режима работы разгрузочной скважины оттесняет раствор, находящийся в зоне соседней скважины, в ту или иную сторону, образуя между объемами раствора, закачанного в соседние скважины, не обработанную зону и снижается эффективность создаваемого экрана. Эта картина иллюстрируется на визуализированном решении системы дифференциальных уравнений (фиг. 2)

Все это связано с экономическими и экологическими вопросами подземного хранения газа в водоносных пластах.

Задачей изобретения является создание комплексного технического решения, устраняющего перечисленные выше недостатки.

Техническим результатом, на достижение которого направлено предлагаемое изобретение, является повышение надежности создаваемого через группу скважин экрана путем закачки раствора и газа, удешевление и упрощение технологии создания малопроницаемого экрана и улучшение экологической обстановки в районе расположения ПХГ.

Технический результат изобретения достигается за счет того, что в способе создания малопроницаемого экрана в пористой среде через группу скважин при подземном хранении газа предварительно определяют геометрическое расположение и необходимое количество скважин для создания экрана, составляют ранжированную таблицу скважин с указанием нарастающих значений фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) призабойной зоны пласта и объема раствора, закачиваемого в каждую скважину и обеспечивающего при последующей закачке газа минимально необходимый объем экрана для изоляции заданного участка пласта, затем производят закачку расчетных объемов раствора и последовательно газа в первую очередь в ту скважину, которая вскрывает наименее проницаемый участок пласта, второй выбирают ту скважину, ФЕС которой выше, чем в предыдущей, и закачивают расчетные объемы раствора и газа в таком же порядке вплоть до последней скважины, при этом предварительно определяют - ширину экрана, как общую хорду между соседними локальными экранами, м, в следующих пределах в зависимости от требуемого времени экранирования θ:

где θ - требуемое время экранирования пластовой воды или газа, с;

μ_в - вязкость воды в пластовых условиях, мПа*с;

P₁ и P₂ - значения давлений на границах экрана, МПа;

к_в - коэффициент фазовой водопроницаемости, м²;

m_i - пористость пласта, вскрытого i-й скважиной, доли;

к_г - коэффициент фазовой газопроницаемости, м²;

μ_г - вязкость газа в пластовых условиях, мПа*с,

затем из составленной аналитической зависимости, как функции радиуса экрана вокруг скважины, вскрывающей наименее проницаемый участок пласта, определяют общий объем сплошного экрана, соответствующий требуемому объему раствора синергетической композиции поверхностно-активных веществ:

i=1, 2, …, n,

где V_общ. - общий объем сплошного экрана, м³;

V_i - объем локального экрана, создаваемого вокруг каждой из выбранных скважин, м³;

n - количество скважин, с использованием которых создают экран;

i - номер скважины;

h_i - толщина пласта, вскрытого i-й скважиной, м;

m_i - пористость пласта, вскрытого i-й скважиной, доли;

r_i - радиус локального экрана вокруг i-й скважины, м,

причем радиус локального экрана вокруг скважины, вскрывающей наименее проницаемый участок пласта r₁, определяют из условия минимизации общего объема V_общ экрана, соответствующего минимуму раствора синергетической композиции, из дифференциального уравнения

а радиусы локальных экранов r_i+1 для остальных скважин находят по следующей формуле:

i=1, 2, 3, …, n-1,

где d_i,i+1 - межскважинное расстояние между i-й и (i+1)-й скважинами, м.

Способ создания малопроницаемого экрана в пористой среде при подземном хранении газа поясняется рисунками, где:

на фиг. 1 представлены теоретическая и экспериментальные зависимости фронтовой газонасыщенности от концентрации ПАВ в применяемом пенообразующем растворе;

на фиг. 2 показаны результаты визуализированного решения системы уравнений по определению необходимого объема пенообразующего раствора для заполнения межскважинных пространств при двухэтапной технологии создания экрана, из которой видно оттеснение от расчетного направления раствора ПАВ в пласте закачиваемым раствором из соседней скважины вследствие чего не достигается необходимая непрерывность (сплошность) экрана;

на фиг. 3 - расчетная схема создания внутрипластового экрана предлагаемым способом;

на фиг. 4 - оптимизация параметров создания экрана, путем минимизации расходуемых материалов.

Для создания малопроницаемого экрана производят бурение нагнетательных скважин, например, по периферии пласта-коллектора ПХГ или в «литологическом окне», или в синклинальной мульде, либо используют имеющиеся в наличии скважины в изолируемой зоне пласта.

Природный газ, используемый для создания экрана, остается в пласте и практически не может быть извлечен для использования при циклической эксплуатации ПХГ; более того, экран один раз в несколько лет, а то и ежециклично, в зависимости от геологических особенностей водоносного пласта, подлежит восстановлению, т.к. из-за сорбционных и конвективно-диффузионных явлений он подвергается деструкции, поэтому замена дорогостоящего природного газа является экономически актуальной.

В качестве газа для пенообразования используют природный газ, отработавшие газы компрессорных станций самого ПХГ, негорючие газы и инертные газы.

Отработавшие газы должны быть собраны, очищены стандартным способом и поданы в дожимной компрессор, после которого обычным способом могут быть закачаны этим же компрессором в скважины, участвующие в создании экрана.

Для оценки возможности использования неприродного газа для создания экрана в таблице 1 приведены сведения по ряду газоперекачивающих агрегатов, устанавливаемых на компрессорных станциях подземных хранилищ газа (монография [Каримов М.Ф. Эксплуатация подземных хранилищ газа, М., Недра, 1981, с. 41, табл. 3.3]).

Достигаемый при этом технический результат заключается в снижении расходов на материалы (синергетическая композиция ПАВ, растворитель, природный газ) и энергию на откачку пластовой воды и ее утилизацию, повышении надежности и эффективности создания малопроницаемого экрана и улучшения экологической обстановки района расположения ПХГ за счет утилизации отработавших газов и снижения до нуля объема откачиваемой высокоминерализованной пластовой воды, подлежащей утилизации путем закачки в пласт ниже питьевых водоносных горизонтов.

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, с. 104):

Где s - газонасыщенность пористой среды, безразмерная величина;

C - концентрация пенообразующего ПАВ, мас.%;

ƒ_ж - относительная фазовая проницаемость пористой среды по жидкости, безразмерная величина;

ƒ_г - относительная фазовая проницаемость пористой среды по газу, безразмерная величина.

Из этих зависимостей следует, что пенообразование в пористой среде приводит к резкому снижению фазовых проницаемостей пористой среды - на 2-3 порядка и это позволяет реализовать более совершенную технологию при создании малопроницаемого экрана в пласте. Если участок пористой среды, насыщенной только однофазным флюидом, характеризуется абсолютной проницаемостью, то при образовании пены на этом участке пористой среды изменяются фазовые проницаемости по жидкости и газу на 2-3 порядка ниже абсолютной проницаемости в широком диапазоне насыщенности пористой среды жидкой фазой, т.е. участок становится малопроницаемым и на него общее поле давления не оказывает заметного влияния и содержащаяся в этой зоне пена становится малоподвижной. Поэтому созданный в полном расчетном объеме экран через эту скважину уже не оттесняется закачиваемым в соседнюю скважину раствором пенообразующей жидкости.

В качестве пенообразующей жидкости используют растворы различных ПАВ. Более предпочтительно использование раствора синергетических композиций ПАВ, состоящих из основного пенообразующего неионогенного ПАВ и вспомогательного, например, анионактивного 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 анионактивного ПАВ в виде сульфит-спиртовой барды (ССБ) обладает синергетическим эффектом вследствие лучшей адсорбции ССБ на поверхности породы (Гидродинамика и фильтрация однофазных и многофазных потоков, Труды МИНХ и ГП им. И.М. Губкина, вып. 101, М., Недра, 1972, с. 76). При этом происходит снижение потерь основного ПАВ до 60 мас.%. Предпочтительно, в синергетической композиции используют указанные ПАВ (ОП-10 : ССБ) в соотношениях от 0,6:1 до 1:1, мас.%.

При создании экрана различают два случая:

- скважины, через которые создается экран, когда-то могут быть возвращены в эксплуатационный фонд, что может иметь место при развитии (расширении) ПХГ, т.е. зона подлежащая изоляции должна сохранять свои прочностные характеристики, в этом случае при приготовлении раствора важным является использование пластовой воды того горизонта, где планируется создание экрана. Это обеспечивает максимальное сохранение естественной прочности и структуры пласта-коллектора. При этом концентрация синергетической композиции в пластовой воде составляет не менее 0,8-1,0 мас.%.

- скважины, через которые создается экран, не будут в будущем возвращаться в эксплуатационный фонд; в этом случае раствор приготавливается на технической (пресной) воде, которая, вследствие проявления эффекта Ребиндера, несколько способствует набуханию и снижению прочностных характеристик природной цементирующей глины. При этом концентрация синергетической композиции в технической воде составляет не менее 0,5-0,8 мас.%.

Для обеспечения устойчивого сохранения ширины экрана количество закачиваемого газа для пенообразования в скважину в пластовых условиях предпочтительно составляет от 3 до 6 объемов используемого объема пенообразователя.

Определение концентрации ПАВ в растворе пенообразователя, необходимого для создания эффективного экрана, производят с учетом химического состава пластовой воды, сорбционных свойств пористой среды и ПАВ (таблица 2).

Экспериментальные значения фронтовой газонасыщенности и значения фронтовой газонасыщенности при замещении в пористой среде растворов ПАВ газом, рассчитанные с использованием формул (5) и (6), показаны на фиг. 1, где приняты обозначения: М=1% - замещение газом растворов ПАВ в пластовой воде гидрокарбонатно-натриевого типа с минерализацией 1 мас.%; М=15% - замещение газом растворов ПАВ в пластовой воде хлоркальциевого типа с минерализацией 15 мас.%

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 (фиг. 1). При этом снижается фазовая проницаемость для воды, как для смачивающей фазы в соответствии с кривыми Викова-Ботсета. 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.

Основным параметром экрана, определяющим эффективность его функционирования, является ширина экрана. Ширина экрана определяется исходя из того, что частица газа или воды должна фильтроваться сквозь экран за время θ (равное части цикла закачки или отбора), которое технологически обосновывается из условия надежной изоляции перетоков газа за пределы ПХГ или вторжения краевой воды в газоносную область при циклической эксплуатации ПХГ. В зависимости от геологических и технологических особенностей ПХГ время θ может составить 90-100 сут.

Ширина экрана, т.е. необходимый поперечный размер для надежной изоляции газового объема, определяют из выражения

где P₁ и Р₂ - значение давления на границах экрана, МПа; k_г - коэффициент фазовой газопроницаемости, м²; m_i - пористость пласта, вскрытого i-й скважиной, доли; μ_г - вязкость газа в пластовых условиях, мПа*с; θ - требуемое время экранирования объема газа, с.

Для частиц воды, фильтрующейся через экран в газоносную зону, необходимую ширину экрана определяют из выражения

здесь k_в - коэффициент фазовой водопроницаемости, м²;

μ_в - вязкость воды в пластовых условиях, мПа*с; θ - требуемое время экранирования пластовой воды или газа, с.

Из формул видно, что ширина экрана зависит от параметров пласта - проницаемости k и пористости m.

По этим формулам, задавая необходимое время экранирования газового объема или вторгающейся пластовой воды, определяют ширину экрана.

Расчеты, выполненные с использованием основных промысловых характеристик подземных хранилищ ПАО «Газпром», показывают, что максимальное значение ширины экрана при проницаемости пласта 0,65 мкм² для изоляции объема газа не превышает 19-20 м, а для изоляции вторгающейся воды достаточная ширина экрана не превышает 9-10 м. Расчет ширины экрана приводится в примере.

Определение количества скважин зависит от размеров изолируемой зоны, конфигурации экрана и геологических условий расположения ПХГ. Общая продолжительность процесса создания экрана через группу скважин определяется временем закачки раствора композиции ПАВ и газа в скважины до перекрытия контуров локальных экранов из неравновесной системы в пласте вокруг каждой скважины с образованием проектной конфигурации экрана с шириной экрана

Объем пенообразующего раствора из синергетической композиции ПАВ определяют в зависимости от числа скважин, расхода нагнетательных скважин (темпа закачки) и времени создания экрана.

В известном изобретении РФ 2375281 (прототип) рассмотрен аналитический способ определения параметров экрана и процесса его создания, что возможно лишь при прямолинейном расположении цепочки скважин. В общем случае определение параметров создания экрана производят численным интегрированием системы дифференциальных уравнений (8)-(9)

где Q_i=k_iΔp_i - определяется по результатам испытаний скважин.

Здесь: k - коэффициент продуктивности пласта в ПЗП i-той скважины, м³/сут/МПа;

Δp_i - репрессия на пласт в i-й скважине, МПа.

ν_x, ν_y - проекции скорости частицы раствора на координатные оси x и y;

x, y - координата контура распространения активного компонента раствора;

a _i, b_i - координаты i-й скважины.

σ² - коэффициент Викке, б/р.

Коэффициент Викке определяется выражением (10)

где C, α_max - соответственно, начальная концентрация и максимальная адсорбция ПАВ на поверхности породы. В таблице 3 приведены значения коэффициента Викке для растворов оксиэтилированных алкилфенолов в пластах различной пористости, обеспечивающих устойчивый малопроницаемый экран.

Для определения объемов V_i закачиваемых в каждую скважину порций раствора и газа вначале на карте местности намечают координаты скважин, через которые будет создаваться протяженный внутрипластовый экран, или выбирают из существующих скважин. Определяют межскважинные расстояния d_i, затем, используя фильтрационно-емкостные параметры пласта и технологические параметры работы экрана (перепад давления и время работы экрана за сезон), вычисляют необходимую минимальную ширину экрана по формулам (7) и (4). Используя полученные параметры d_i и , минимизируют общий объем протяженного внутрипластового экрана по локальному радиусу экрана, создаваемого через ту скважину, которая вскрывает самую низкопроницаемую зону участка пласта, в котором создается экран. Общий объем сплошного экрана V_общ. в зависимости от параметров пласта, межскважинных расстояний d_i и ширины экрана определяется по формуле (1):

где V_общ. - общий объем сплошного экрана, м³;

V_i - объем локального экрана, создаваемого вокруг каждой из выбранных скважин, м³;

n - количество скважин, с использованием которых создают экран;

i - номер скважины;

h_i - толщина пласта, вскрытого i-й скважиной, м;

m_i - пористость пласта, вскрытого i-й скважиной, доли;

r_i - радиус локального экрана вокруг i-й скважины, м.

С помощью формулы (2) общий объем V_общ. (1) выражается как функция одной переменной r₁, что показано в примере.

Погрешность расчетов по формуле (7) составляет около 0,3%, что вполне допустимо, т.к. параметры пласта определяются со значительно большей погрешностью.

Минимизация выражения (7) позволяет определять оптимальный радиус r₁ локального экрана вокруг той скважины, которая вскрывает наименее проницаемую зону участка пласта, в котором создается малопроницаемый экран, т.е. r₁ определяется аналитически или численно из уравнения (3)

Радиусы локальных экранов вокруг остальных скважин определяют по формуле (2)

Обозначения в формуле (2) такие же, как в формуле (1).

Массу композиции ПАВ, необходимую для создания экрана, определяют по выбранной концентрации раствора пенообразователя и его объему:

где М_комп. - масса композиции ПАВ, кг,

С_комп. - концентрация композиции ПАВ в растворе, кг/м³ (12):

С_осн - концентрация основного ПАВ, кг/м³.

Компаундирование ССБ с концентрацией С_синерг=0,3 кг/м³ позволяет снизить величину концентрации основного ПАВ на 40%.

Общий объем раствора, м³, определяется по формуле (13)

Это следует из того, что наиболее устойчивый неравновесный экран из пены состоит из одной части раствора и четырех частей газа по объему в условиях пласта. Таким образом, объем газа, который необходимо закачать вслед за раствором, в нормальных условиях составляет, м³, формула (14)

где Р_пл - пластовое давление, МПа,

Р_атм - атмосферное давление, МПа.

В реальных условиях вследствие изменения давления в пласте в зоне создания экрана допускается определение объема необходимого для создания экрана газа по формуле (15)

где Р_{пл.сред.} определяется как среднее значение пластового давления в зоне создания экрана.

Масса основного ПАВ в пенообразующем растворе, М_осн (кг), определяется из выражения (16)

где V_раств. - расчетный объем пенообразующего раствора по формуле (13), м³;

- значение концентрации, определяемое по таблице 2, как равное или более минимального значения в зависимости от гидрохимических свойств пластовой воды.

Количество синергетической компоненты в пенообразующем растворе, М_синер. (кг), определяется из выражения (17)

где С_{синерг.} - концентрация синергетической компоненты, кг/м³, определяемая экспериментально для каждой композиции ПАВ.

Установку экрана необходимо начинать в конце сезона простоя после отбора газа для обеспечения наибольшей репрессии на пласт.

Пример. Протяженность криволинейной экранируемой зоны (мульды, литологического окна, периферийной аномально высокопроницаемой зоны) L=300 м. Экран создается через существующие 4 скважины (n=4) с межскважинными расстояниями d₁=65 м, d₂=75 м и d₃=84 м.

Глубина пласта H=1000 м.

Пластовая вода хлоркальциевого типа по Сулину с общей минерализацией M=150 г/л.

Пластовое давление изменяется в пределах 8-10 МПа, т.е. максимальная нагрузка на экран составляет 2 МПа.

Толщина пласта h=10, м.

Средняя проницаемость k=0,65*10^-12 м².

Средняя пористость m=0,20.

Вязкость газа 0,014 мПа*с.

Вязкость пластовой воды 1,8 мПа*с.

1. По таблице 2 выбирают основной пенообразующий ПАВ ОП-10 СНХК с минимальной концентрацией выше 0,5% и добавляют синергетическую компоненту ПАВ - 0,3% ССБ.

2. По кривым, приведенным на фиг. 1, определяют фронтовую насыщенность s в зависимости от принятой концентрации (не менее 0,5 мас.%) s=0,7.

3. По формулам (6) определяют относительные проницаемости для газа и жидкости при

s=0,7:k^*_г=0,0001, k^*_ж=0,003, следовательно, k_г=0,0001*0,65*10^-12 м², а

k_ж=0,003^*0,65*10^-12 м².

4. Рассчитывают проектную ширину (поперечный размер) экрана

Поперечный размер экрана в синклинальной мульде (или в литологическом окне, или в периферийной зоне ПХГ) определяют из условия прохождения частиц газа через экран за время θ (период интенсивной закачки газа - 90 сут) при закачке газа в ПХГ или частиц краевой или подошвенной воды за (период интенсивного отбора - 90 сут) при отборе газа из ПХГ.

Величину для частиц газа определяют из выражения (7)

где P₁ и P₂ - значение давления на границах экрана, МПа; k_г - коэффициент фазовой газопроницаемости, м²; m_i - пористость пласта, вскрытого i-й скважиной, доли; μ_г - вязкость газа в пластовых условиях, мПа*с.

Для частиц воды, фильтрующейся через экран в газоносную зону, по формуле (4) определяют минимальную ширину экрана

где k_в - коэффициент фазовой водопроницаемости, м²; μ_в - вязкость воды в пластовых условиях, мПа*с.

Таким образом, ширина экрана, создаваемого для предотвращения перетоков газа, имеет двукратный запас для изоляции пластовой воды. Принимают наибольшее значение ширины экрана 19 м.

5. Используя принятое значение ширины экрана и заданные межскважинные расстояния d₁, d₂ и d₃, определяют радиусы и объемы локальных экранов вокруг скважин, через которые создается экран, по формулам (18), вытекающим из (1) и (2):

6. По формуле (1) определяют общий необходимый объем неравновесной пены в экране, как функцию радиуса локального экрана той скважины, которая вскрывает наименее проницаемую зону изолируемого участка пласта. Эти результаты представляют в виде таблиц 4 или графиков (фиг. 4). Минимизируют общий объем экрана и находят оптимальные значения радиусов локальных экранов.

7. Результаты расчетов, выполненных по приведенным выше формулам, сводят в таблицу 4, где курсивом выделены оптимизированные значения параметров.

8. В таблице 5 приведены сравнительные расчетные данные расхода материалов на создание экрана по прототипу и предлагаемому изобретению, причем выполненные расчеты по 14 вариантам позволяют выбирать оптимальные параметры локальных экранов - минимально-необходимые объемы растворов по каждой скважине и объемы газа, который следует закачивать после закачки раствора.

9. Из приведенных в Таблице 5 данных следует, что при проведении способа согласно предлагаемому изобретению при обеспечении необходимой непрерывности (сплошности) экрана экономия на материалах, необходимых для создания экрана составляет от 2,2 до 3,5 раз, а откачки пластовой воды не требуется. Следовательно, не требуются разгрузочные скважины и их оборудование высокопроизводительными погружными или поверхностными насосами. Соответственно, требуется меньше энергии на закачку раствора и газа, не требуется откачка и утилизация пластовой воды, использование природного газа упрощает технологию создания малопроницаемого экрана, а замена природного горючего газа на отработанный газ удешевляет технологию и улучшает экологическую обстановку в районе расположения ПХГ.

10. Продолжительность полного цикла создания экрана включает время закачки раствора и время закачки газа: Т_экр=Т_{зак.раств.}+Т_зак.г. Продолжительность каждой операции зависит от приемистости скважины при закачке раствора и при закачке газа.

Способ создания малопроницаемого экрана в пористой среде через группу скважин при подземном хранении газа, отличающийся тем, что предварительно определяют геометрическое расположение и необходимое количество скважин для создания экрана, составляют ранжированную таблицу скважин с указанием нарастающих значений фильтрационно-емкостных свойств - ФЕС призабойной зоны пласта и объема раствора, закачиваемого в каждую скважину и обеспечивающего при последующей закачке газа минимально необходимый объем экрана для изоляции заданного участка пласта, затем производят закачку расчетных объемов раствора и последовательно газа в первую очередь в ту скважину, которая вскрывает наименее проницаемый участок пласта, второй выбирают ту скважину, ФЕС которой выше, чем в предыдущей, и закачивают расчетные объемы раствора и газа в таком же порядке вплоть до последней скважины, при этом предварительно определяют - ширину экрана, как общую хорду между соседними локальными экранами, м, в следующих пределах в зависимости от требуемого времени экранирования θ:

где θ - требуемое время экранирования пластовой воды или газа, с;

P₁ и P₂ - значения давлений на границах экрана, МПа;

к_в - коэффициент фазовой водопроницаемости, м²;

μ_в - вязкость воды в пластовых условиях, мПа*с;

m_i - пористость пласта, вскрытого i-й скважиной, доли;

к_г - коэффициент фазовой газопроницаемости, м²;

μ_г - вязкость газа в пластовых условиях, мПа*с;

затем из составленной аналитической зависимости, как функции радиуса экрана вокруг скважины, вскрывающей наименее проницаемый участок пласта, определяют общий объем сплошного экрана, соответствующий требуемому объему раствора синергетической композиции поверхностно-активных веществ:

где V_общ. - общий объем сплошного экрана, м³;

V_i - объем локального экрана, создаваемого вокруг каждой из выбранных скважин, м³;

i - номер скважины (i=1, 2, …, n);

n - количество скважин, с использованием которых создают экран;

h_i - толщина пласта, вскрытого i-й скважиной, м;

r_i - радиус локального экрана вокруг i-й скважины, м,

причем радиус локального экрана вокруг скважины, вскрывающей наименее проницаемый участок пласта r₁, определяют из условия минимизации общего объема V_общ экрана, соответствующего минимуму раствора синергетической композиции, из дифференциального уравнения

а радиусы локальных экранов r_i+1 для остальных скважин находят по следующей формуле

где d_i,i+1 - межскважинное расстояние между i-й и (i+1)-й скважинами (при i=1, 2, 3, …, n-1), м.