Способ создания малопроницаемого 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. В нагнетательные скважины закачивают раствор пенообразователя до появления его в разгрузочных скважинах. В подаваемый раствор предварительно вводят различные маркеры, каждый из которых соответствует данной нагнетательной скважине. Затем в нагнетательные скважины подают газ для пенообразования. Отбирают пластовую жидкость из разгрузочных скважин с суммарным дебитом, большим суммарного расхода закачиваемого раствора пенообразователя. Закачивают раствор пенообразователя в разгрузочные скважины с последующей подачей в них газа для пенообразования. Закачивание раствора пенообразователя с маркером в нагнетательные скважины проводят до появления раствора пенообразователя с маркером, соответствующим данной нагнетательной скважине, в, по меньшей мере, одной разгрузочной скважине. Закачивание раствора пенообразователя в разгрузочные скважины начинают после появления в них растворов пенообразователя с маркерами, соответствующими, по меньшей мере, двум нагнетательным скважинам. Изобретение обеспечивает повышение достоверности сплошности экрана, снижение расхода раствора пенообразователя. 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.

Известно, что эксплуатация подземных хранилищ газа (ПХГ) в пластах-коллекторах существенно осложняется вследствие перетоков газа за пределы проектных гипсометрических отметок по зонам и прослоям пласта с аномально высокими коллекторскими свойствами, а также вследствие преждевременного обводнения эксплуатационных скважин при отборе газа из ПХГ, которое происходит:

- из-за недостаточно полного замещения в пористой среде воды газом в окрестности скважины при нагнетании последнего в пласт-коллектор ПХГ и выдавливания воды из низкопроницаемых, неосушенных прослоев в ствол скважины при последующем отборе газа из ПХГ;

- из-за подъема воды к забою эксплуатационных скважин через литологические «окна»;

- из-за падения давления в пласте в окрестности эксплуатационной скважины и, как следствие, конусообразных прорывов пластовой воды из нижележащих водоносных горизонтов;

- из-за массированного внедрения пластовой воды в газонасыщенную область пласта ПХГ при наличии высокопроницаемых зон вблизи газоводяного контакта (ГВК).

Для исключения этих осложнений, приводящих к снижению эффективности эксплуатации скважин ПХГ и представляющих угрозу для экологического состояния окружающей среды, создают внутрипластовые малопроницаемые экраны.

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 экрана путем закачки раствора пенообразователя в цепочку скважин в зоне предполагаемой утечки газа в пласте-коллекторе (US № 3393738, 1968 и US 3330352, 1967). 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% масс. Данному способу свойственны следующие недостатки: при закачке раствора пенообразователя во все скважины цепочки для получения приемлемого результата необходимо закачивать очень большие объемы раствора. Нагнетание раствора пенообразователя в цепочку скважин с постоянным расходом приводит к повышению пластового давления. Для поддержания постоянного расхода необходимо повышать давление нагнетания, что не всегда осуществимо, а снижение расхода увеличивает сроки создания экрана в пласте.

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 № 3379260, 1968 и US 3306354, 1967). При этом разгрузочные скважины оставляют открытыми и по изливающейся из них жидкости контролируют образование сплошного барьера на основе контроля концентрации ПАВ в этой жидкости.

Описанный способ создания экрана является более рациональным вследствие возможности контроля чрезмерного повышения пластового давления и получения в пласте сплошного барьера из раствора пенообразователя благодаря наличию разгрузочных скважин. Однако, вследствие неоднородности пласта, достоверность создания сплошного барьера является заниженной, а расход раствора пенообразователя - завышенным.

Известно проведение процессов нефтегазодобычи с использованием маркеров, например, при контроле жидкостных потоков (US 5246860, 1993), при добыче нефти экстракцией (US 7069990, 2006). В последнем процессе маркер используют непосредственно для определения момента остановки работы нагнетательных скважин. Таким образом, данный источник не описывает процесс создания малопроницаемого экрана в пористой среде при подземном хранении газа.

Наиболее близким к описываемому изобретению является 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 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. 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. Указанный промежуток времени ΔТ 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 суток позже, что повлечет за собой несплошность частей экрана и перерасход раствора и ПАВ на 3000 м³ и 15 тонн соответственно только по одной скважине. В известном способе такой фактор не учитывается. Кроме того, известный 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.

Задачами описываемого изобретения являются повышение надежности ограничения движения газового объема с целью предотвращения утечек газа при его хранении в пластах-коллекторах в пределах расчетных (проектных) гипсометрических отметок, а также предотвращение вторжения пластовой воды в искусственную газовую залежь с целью продления периода безводной эксплуатации ПХГ.

Поставленные задачи решаются способом создания малопроницаемого экрана в пористой среде при подземном хранении газа путем закачивания раствора пенообразователя в нагнетательные скважины до появления последнего в разгрузочных скважинах с последующей подачей в нагнетательные скважины газа для пенообразования, отбора пластовой жидкости из разгрузочных скважин с суммарным дебитом, большим суммарного расхода закачиваемого в нагнетательные скважины раствора пенообразователя, закачивания раствора пенообразователя в разгрузочные скважины, с последующей подачей в них газа для пенообразования, в котором согласно изобретению в раствор пенообразователя, закачиваемый в нагнетательные скважины, предварительно вводят различные маркеры, каждый из которых соответствует данной нагнетательной скважине, закачивание раствора пенообразователя с маркером в нагнетательные скважины проводят до появления раствора пенообразователя с маркером, соответствующим данной нагнетательной скважине, в, по меньшей мере, одной разгрузочной скважине, закачивание раствора пенообразователя в разгрузочные скважины начинают после появления в них растворов пенообразователей с маркерами, соответствующими, по меньшей мере, двум нагнетательным скважинам.

Достигаемый при этом технический результат заключается в повышении эффективности работы малопроницаемого экрана за счет увеличения надежности его эксплуатационных характеристик, а именно повышения достоверности сплошности экрана, а также в снижении расхода используемого раствора пенообразователя.

Описываемый способ проводят следующим образом.

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

Проводят закачивание расчетного объема раствора пенообразователя в каждую нагнетательную скважину. При этом, предварительно, в раствор пенообразователя нагнетательных скважин вводят различные маркеры, каждый из которых соответствует данной конкретной нагнетательной скважине. Производят отбор пластовой жидкости из разгрузочных скважин. Причем дебит разгрузочных скважин должен превышать приемистость нагнетательных скважин. Закачивание раствора пенообразователя в нагнетательные скважины проводят до появления раствора пенообразователя с маркером, соответствующим данной нагнетательной скважине, в, по крайней мере, одной разгрузочной скважине. Затем нагнетательные скважины переводят под закачку газа для вспенивания раствора в пласте. Закачивание раствора в разгрузочные скважины начинают после появления в разгрузочных скважинах растворов пенообразователей с маркерами, соответствующими, по меньшей мере, двум нагнетательным скважинам. После этого в разгрузочные скважины закачивают газ для вспенивания раствора в пласте.

В качестве маркеров используют, например, флуоресцеин, метиленовую синь, мягкие изотопы, например, натрия или калия, дейтерий, тритий и другие.

Теоретической и расчетной основой создания малопроницаемых экранов являются эмпирические зависимости относительных фазовых проницаемостей, которые имеют следующий вид (Каримов М.Ф. Эксплуатация подземных хранилищ газа, М.: Недра, 1981, стр.104):

f_ж(s,C)=0, при: 0,8<C≤1;

f_г(s,C)=0, при:0<s≤0,1;

a=3,5+12ln[1+(100C)^1,5],

где

s - газонасыщенность пористой среды, безразмерная величина;

С - концентрация пенообразующего ПАВ, мас.%;

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

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

В качестве раствора пенообразователя используют растворы различных ПАВ. Более предпочтительно использование раствора синергетических композиций ПАВ, состоящих из основного пенообразующего неионогенного ПАВ и вспомогательного анионоактивного ПАВ в пластовой воде. Например, композиция, состоящая из основного пенообразующего неионогенного ПАВ в виде оксиэтилированного алкилфенола марки ОП-7 или ОП-10 или натриевых солей карбоксиметилированных оксиэтилированных изофенолов Синтерол АФМ-12 и вспомогательного анионоактивного ПАВ в виде сульфит-спиртовой барды (ССБ), обладает синергетическим эффектом вследствие лучшей адсорбции 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 мас.%. Предпочтительно, в синергетической композиции используют указанные ПАВ (ОП-10:ССБ) в соотношениях от 0,6:1 мас.%, до 1:1, мас.%. 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 мас.%.

Для обеспечения устойчивой ширины экрана количество закачиваемого газа для пенообразования в каждую скважину в пластовых условиях предпочтительно составляет от 3 до 5 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 (табл.1).

Таблица 1
Ряд предпочтительной применимости ПАВ для создания экранов в зависимости от минерализации пластовой воды
Замещение газом раствора ПАВ в пластовой воде гидрокарбонатно-натриевого типа с минерализацией М=0,1%	Критическая концентрация, С*, мас.%	Замещение газом раствора ПАВ в пластовой воде хлоркальциевого типа с минерализацией М=15%	Критическая концентрация, С*, мас.%
ОП-10ДХК	0,3	ОП-10ДХК	0,5
ОП-7	0,3	ОП-10СНХК, Синтерол АФМ-12	0,5
Аркополь	0,3	ОП-7	0,5
Prevotsell WON	0,3	Аркопол	0,5
Prevotsell WOF100	0,3	Тержитол	0,5
ОП-10СНХК, Синтерол АФМ-12	0,3	Prevotsell WOF100	0,5
Тержитол	0,3	Лиссаполь	0,5
Prevotsell ЕО	0,3	Prevotsell ЕО	0,5
Prevotsell FO	0,3	Prevotsell FO	0,5
Prevotsell FPS	0,3	Prevotsell FPS	0,5
ССБ	1,0	ССБ	2,5

Экспериментальные значения фронтовой газонасыщенности и значения фронтовой газонасыщенности при замещении в пористой среде растворов ПАВ газом, рассчитанные с использованием формул (1) и (2), показаны на фиг.1, где приняты обозначения: М=1% - замещение газом растворов ПАВ в пластовой воде гидрокарбонатно-натриевого типа с минерализацией 1 мас.%; М=15% - замещение газом растворов ПАВ в пластовой воде хлоркальциевого типа с минерализацией 15 мас.%. На фиг.2 приведены безразмерный коэффициент интерференции d и внешний радиус S экрана вдоль цепочки скважин, в долях от межскважинного расстояния z.

Из представленных материалов следует, что образование в пористой среде пен - неравновесных дисперсных систем обеспечивает увеличение газонасыщенности уже на фронте вытеснения до 0,7-0,8. При этом снижается фазовая проницаемость также и для воды. Поэтому неравновесные дисперсные системы эффективно могут быть использованы как для экранирования газового объема от перетока за пределы определенной изогипсы, так и для экранирования вторжения воды в газонасыщенный объем ПХГ.

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 суток.

Ширина экрана, т.е. необходимый поперечный размер l_г, 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 - пористость; µ_г - вязкость газа в пластовых условиях, мПа·с; θ - необходимое время экранирования объема газа, с.

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

здесь k_в - коэффициент фазовой газопроницаемости для воды, м²;

µ_в - вязкость воды в пластовых условиях, мПа·с; θ - необходимое время экранирования пластовой воды, с.

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 ОАО «Газпром», показывают, что максимальное значение ширины экрана для изоляции объема газа составляет 19-20 м, а для изоляции вторгающейся воды достаточно ширины экрана в 9-10 м. Расчет ширины экрана приводится в примере.

Определение числа скважин зависит от конфигурации экрана, геологических условий и сорбционных характеристик ПАВ и породы. Исходя из физико-химического механизма образования и движения неравновесной дисперсной системы в пористой среде с проницаемостью порядка 1-3 мкм², для обеспечения сплошности экрана при использовании ПАВ, приведенных в таблице 1, расстояния между скважинами рекомендуется принять равными порядка 100 м. Общая продолжительность процесса создания экрана через группу скважин определяется временем закачки раствора композиции ПАВ в скважины до слияния их контуров в пласте с образованием проектной конфигурации экрана и закачки газа, вспенивающего закачанный раствор до образования устойчивого экрана.

При прямолинейном расположении скважин время закачки раствора Т₁ в нагнетательные скважины до появления раствора, по крайней мере, в одной соседней разгрузочной скважине, в зависимости от расстояния между скважинами z и их дебитами Q, определяют из выражения:

здесь

где L - длина экрана, м;

z - расстояние между скважинами в цепочке;

n - число скважин в цепочке;

Q - расход нагнетательных скважин, м³/сут;

m - пористость, доли;

h - толщина пласта, м;

S - безразмерный внешний радиус экрана, определяется по графику фиг.2;

σ² - коэффициент Викке, б/р.

Коэффициент Викке определяется выражением σ²=С/(С+α_mах), где С, α_maх - соответственно начальная концентрация и максимальная адсорбция ПАВ на поверхности породы. В таблице 2 приведены значения коэффициента Викке для растворов оксиэтилированных алкилфенолов в пластах различной пористости.

d - коэффициент интерференции, зависящий от отношения расхода нагнетательных скважин к дебиту разгрузочных, определяется по графику, приведенному на фиг.2.

Полученное расчетное значение T₁ сверяют со временем фактического поступления раствора в разгрузочные скважины путем отбора проб и определения маркеров нагнетательных скважин и проводят уточнение параметров пласта. Закачку раствора прекращают и начинают закачку газа в ту нагнетательную скважину, маркер которой поступил в разгрузочную скважину. Закачку раствора в остальные нагнетательные скважины продолжают до появления их маркеров в соответствующих разгрузочных скважинах.

Таблица 2
Значения коэффициента Викке σ2 для растворов оксиэтилированных алкилфенолов в пластах различной пористости
ОП10 СНХК, Синтерол АФМ-12	С, мас.%	0.1	0.2	0.3	0.4	0.5	0.6	0.7	0.8	0.9	1
пористая среда	m=0.15	0.20	0.31	0.40	0.48	0.53	0.58	0.61	0.64	0.67	0.69
	m=0.20	0.26	0.39	0.49	0.56	0.62	0.66	0.69	0.72	0.74	0.76
m=0.25	0.32	0.46	0.56	0.63	0.68	0.72	0.75	0.77	0.79	0.81
WOF-100	С, мас.%	0.1	0.2	0.3	0.4	0.5	0.6	0.7	0.8	0.9	1
пористая среда	m=0.15	0.11	0.16	0.21	0.25	0.29	0.32	0.35	0.38	0.40	0.43
	m=0.20	0.15	0.22	0.27	0.32	0.36	0.40	0.43	0.46	0.49	0.52
m=0.25	0.19	0.27	0.33	0.38	0.43	0.47	0.50	0.53	0.56	0.59
WON	С, мас.%	0.1	0.2	0.3	0.4	0.5	0.6	0.7	0.8	0.9	1
пористая среда	m=0.15	0.08	0.13	0.16	0.19	0.23	0.26	0.29	0.32	0.35	0.37
	m=0.20	0.11	0.17	0.22	0.25	0.29	0.33	0.37	0.40	0.43	0.46
m=0.25	0.15	0.21	0.27	0.31	0.36	0.40	0.44	0.47	0.50	0.53

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

Для принятой схемы:

1) объем V₁ раствора, закачанного в нагнетательные скважины до появления одного маркера, по меньшей мере, в одной соседней разгрузочной скважине (первый этап), равняется:

2) объем раствора, закачанного в разгрузочные скважины (второй этап) после появления в них, по меньшей мере, маркеров двух соседних нагнетательных скважин, определяют по таблицам 3 и 4, в зависимости от ширины экрана l и отношения дебита разгрузочных скважин к расходу нагнетательных в процентах от общего объема. Определение проектной ширины образующегося в пласте малопроницаемого экрана при последовательной закачке раствора и газа производят численным интегрированием системы дифференциальных уравнений (8):

v_x, v_y - проекции скорости частицы раствора на координатные оси х и у;

х, у- координата контура распространения активного компонента раствора;

a_i, в_i - координаты i-той скважины;

σ² - коэффициент Викке, б/р.

Для облегчения расчетов по определению объемов V₂, в зависимости от изменения N=Q_paзг/Q_зaк в широком диапазоне, выполняют численное интегрирование системы уравнений (8) и определяют объемы закачки раствора композиции, обеспечивающие необходимую ширину экрана l (10 м или 20 м). Минимально необходимая рассчитываемая ширина в наиболее узком месте экрана указана на фиг.3 и 4.

Таблица 3
Соотношение объемов V1 и V2 в зависимости от N=Qpaзг/Qзак при ширине экрана 9 м
	Qpaзг/Qзак	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
l=10м	V1%	97,8	95,6	93,3	89,2	85,9	83,9	80,2	77,7	75,8	71,7
	V2%	2,2	4,4	6,7	10,8	14,1	16,1	19,8	22,3	24,2	28,3

Таблица 4
Соотношение объемов V1 и V2 в зависимости от N= Qpaзг/Qзак при ширине экрана 20 м
	Qpaзг/Qзак	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
l=20 м	V1%	93,1	88,8	82,9	77,7	71,8	67,3	62,4	58,9	56,0	52,1
	V2%	6,9	12,0	17,1	22,3	28,2	32,7	37,6	41,1	44,0	47,9

3) Количество композиции ПАВ, необходимое для создания экрана, определяют по выбранной концентрации раствора пенообразователя и его объему.

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

Пример. Определяют количество скважин, размеры экрана, композицию ПАВ и объем раствора, необходимого для создания экрана.

Исходные данные:

протяженность экранируемой зоны (мульды, литологического окна, периферийной аномально высокопроницаемой зоны) L=300 м;

глубина пласта Н=1000 м;

пластовая вода хлоркальциевого типа по Сулину с общей минерализацией М=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;

проницаемость k=0,65·10^-12 м²;

пористость m=0,25;

вязкость газа 0,014 мПа·с;

вязкость пластовой воды 1,8 мПа·с.

1) По таблице 1 выбирают основной пенообразующий ПАВ ОП-10 с критической концентрацией выше 0,5% и добавляют синергетическую компоненту ПАВ - 0,5% 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 (1) и (2) 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^-12м², а

k_ж=0,003^*0,65^*10^-12 м².

4) Рассчитывают проектную ширину (поперечный размер) экрана l.

Поперечный размер экрана l 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 суток) при закачке газа в ПХГ и частиц краевой или подошвенной воды за (период интенсивного отбора - 90 суток) при отборе газа из ПХГ. Величину l определяют из выражения (3):

где Р₁ и Р₂ - значение давления на границах экрана, МПа; k_г - коэффициент фазовой газопроницаемости, м²; m - пористость; 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 l:

Таким образом, ширина экрана, создаваемого для предотвращения перетоков газа, имеет двукратный запас для изоляции пластовой воды.

5) Оптимальным является нечетное число скважин и 2-этапное создание экрана, когда на первом этапе в нечетные (нагнетательные) скважины производят закачку с расходом Q_зак, а из четных (разгрузочных) скважин производят откачку с дебитом

Q_разгр, где Q_разгр=kΔр определяется по результатам испытаний скважин. Здесь: k - коэффициент продуктивности пласта, м³/сут/МПа; Δр - депрессия на пласт, МПа.

6) Опираясь на результаты компьютерных расчетов, выполненных с учетом промысловых данных, для данного примера число скважин принимают равным 3. Нечетные скважины (нагнетательные) №1 и №3 располагают на расстояниях S*z от концов экрана, определяемых по кривой на фиг.2.

Расстояния между скважинами в цепочке определяют по формуле .

7) Расчетное время подхода раствора в разгрузочную скважину определяют по формуле (5). Это время сверяют со временем фактического поступления обоих маркеров из скв. № 1 и 3 и проводят уточнение параметров пласта.

8) Объем раствора, закачанного на первом этапе, определяют по формуле (7).

9) Объем раствора, закачанного на втором этапе в разгрузочную скважину после появления в ней второго маркера, определяют по таблице 4. Этот объем раствора обеспечивает минимально необходимую ширину экрана.

10) Результаты расчетов, выполненных по приведенным выше формулам, сведены в Таблицу 5.

Таблица 5
Сравнительные результаты расчета расхода материалов при создании малопроницаемого экрана по известному способу и предлагаемому изобретению.
Отношение дебита к расходу закачки, Qразгр/ Qзак	Время появления раствора в разгрузочной скважине, T1, сут	Известный способ при V2=2/3*V1	Описываемое изобретение V2 определяют по табл.4 после появления в разгрузочной скважине второго маркера
V1, м3	V2, м3	Общий объем, V1+V2, м3	Масса ПАВ, тонн	V1, м3	V2, м3	Общий объем, V1+V2, м3	Масса ПАВ, тонн
2	27.7	55400	36933	92333	462	55400	7394	61614	308
3	22.5	45000	30000	75000	375	45000	9282	54282	271
4	20.5	41000	27333	68333	342	41000	11767	52767	264
5	19.1	38200	25467	63667	318	38200	15003	53203	266

11) Необходимое количество пластовой воды для приготовления раствора для начала работы на первом этапе предварительно извлекают из пласта.

12) После завершения закачки раствора в каждую скважину проводят закачку газа в объеме, равном в пластовых условиях 3-5 объемам закачанного раствора композиции.

13) 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.

На фиг.3 и 4 представлены результаты математического моделирования закачки реагента при различных отношениях Q_разгр/Q_зак.

На фиг.3 показаны контуры распространения раствора композиции ПАВ в плане при закачке его по предлагаемой технологии, в два этапа: на первом этапе в крайние скважины, на втором закачка производится в центральную скважину. Минимальная ширина экрана l=20 м, отношение дебитов Q_разгр/Q_зак=5.

На фиг.4 показаны контуры распространения раствора композиции ПАВ в плане при закачке его по предлагаемой технологии, в два этапа: на первом этапе в крайние скважины, на втором закачка производится в центральную скважину. Минимальная ширина экрана l=20 м, отношение дебитов Q_разгр/Q_зак=10.

Из приведенных в Таблице 5 данных следует, что при проведении способа согласно предлагаемому изобретению при гарантированной сплошности экрана расход раствора составляет от 53203 до 61614 м³ при расходе пенообразователя от 266 до 308 тонн. В известном способе аналогичные показатели составляют от 63667 до 92333 м³ и от 318 до 462 тонн соответственно, а сплошность экрана не контролируется.

Таким образом, описываемый способ позволяет достигнуть гарантированную сплошность экрана, а также снизить расход используемого раствора и пенообразователя на 20-50%.

Способ создания малопроницаемого экрана в пористой среде при подземном хранении газа путем закачивания раствора пенообразователя в нагнетательные скважины до появления раствора пенообразователя в разгрузочных скважинах с последующей подачей в нагнетательные скважины газа для ценообразования, отбора пластовой жидкости из разгрузочных скважин с суммарным дебитом, большим суммарного расхода закачиваемого в нагнетательные скважины раствора пенообразователя, закачивания раствора пенообразователя в разгрузочные скважины, с последующей подачей в них газа для ценообразования, отличающийся тем, что в раствор пенообразователя, закачиваемый в нагнетательные скважины, предварительно вводят различные маркеры, каждый из которых соответствует данной нагнетательной скважине, закачивание раствора пенообразователя с маркером в нагнетательные скважины проводят до появления раствора пенообразователя с маркером, соответствующим данной нагнетательной скважине в, по меньшей мере, одной разгрузочной скважине, закачивание раствора пенообразователя в разгрузочные скважины начинают после появления в них растворов пенообразователей с маркерами, соответствующими, по меньшей мере, двум нагнетательным скважинам.