Способ заканчивания и эксплуатации скважины подземного хранилища газа в водоносном пласте неоднородного литологического строения

Изобретение относится к газовой отрасли и может быть использовано при создании и использовании подземных хранилищ газа. Обеспечивает повышение эффективности способа. Сущность изобретения: способ включает закачку и отбор газа из скважины, при чередовании которых одну часть пласта-коллектора изолируют, а другую вскрывают. Согласно изобретению при строительстве скважины осуществляют спуск в нее и дальнейшее цементирование эксплуатационной колонны с заколонным пакером, разделяющим интервал заколонного пространства скважины в зоне пласта-коллектора на две условно выделенные части. Перфорируют эксплуатационную колонну в обеих частях выше и ниже заколонного пакера. После этого спускают в скважину оснащенную циркуляционным клапаном лифтовую колонну с межколонным пакером таким образом, чтобы при установке лифтовой колонны в эксплуатационную колонну упомянутый циркуляционный клапан располагался ниже заколонного пакера и выше межколонного пакера, а межколонный пакер - между перфорированными участками эксплуатационной колонны. Затем заполняют пространство между эксплуатационной и лифтовой колоннами несмешиваемыми между собой порциями надпакерной жидкости. При дальнейшей эксплуатации скважины закачку газа в пласт-коллектор производят через лифтовую колонну и нижний интервал перфорации с временной изоляцией верхнего интервала перфорации одной из порций надпакерной жидкости, а отбор газа - через верхний интервал перфорации по межтрубному пространству с временной изоляцией нижнего интервала перфорации другой порцией надпакерной жидкости. 2 ил.

 

Изобретение относится к газовой отрасли и может быть использовано при создании и эксплуатации подземных хранилищ газа, преимущественно в водоносных пластах, неоднородных по литологическому строению.

Известен способ заканчивания и эксплуатации скважины подземного хранилища газа в водоносном пласте неоднородного литологического строения, включающий дифференцированную по глубине пласта закачку и отбор газа из нескольких нагнетательных и добывающих скважин, причем по мере формирования газонасыщенного объема в нагнетательных скважинах изолируют нижнюю часть пласта, вскрывают верхнюю и производят отбор из верхней части пласта, при этом за счет перевода скважин с низким уровнем вскрытия на более высокие отметки пласта-коллектора увеличивают число устойчиво работающих добывающих скважин. (RU 2085457, МПК6 B65G 5/00. Способ создания подземного хранилища в водоносном пласте неоднородного литологического строения. Опубл. 27.07.1997).

Известный способ направлен на решение проблемы, заключающейся в том, что в процессе формирования газонасыщенного объема в пласте-коллекторе вследствие большой разницы в удельных весах и в вязкостях закачиваемого газа и вытесняемой воды происходит опережающее движение газа в прикровельных частях пласта-коллектора при застое в более нижних его частях, что резко уменьшает степень использования потенциально возможного объема ловушки и сокращает объем отбора газа до полного обводнения эксплуатационных скважин. В известном способе осуществляют направленную закачку газа через скважины, имеющие низкий интервал вскрытия, для чего переводят часть скважин, используемых ранее для формирования газонасыщенной зоны в нижней части пласта и выполнивших свое технологическое назначение в качестве нагнетательных, в добывающие из верхних, наименее обводняемых частей коллектора. Количество скважин, которое целесообразно перевести на верхние части коллектора, определяется степенью вертикальной взаимосвязи в пласте, обусловленной его слоистой неоднородностью, и уточняется на основании анализа создания и эксплуатации хранилища.

Недостатком известного способа является необходимость использования большего числа скважин различного технологического назначения. Кроме того, при осуществлении способа в скважинах, которые переводят на верхние части пласта-коллектора, необходимо изолировать вскрытый интервал в его нижней части путем цементирования, а в верхней части пласта-коллектора эти скважины, наоборот, перфорировать и вести отбор через новые перфорационные отверстия, то есть необходимо произвести дополнительные дорогостоящие технологические операции и мероприятия, связанные с изменением технологического назначения скважин.

Технической задачей, на решение которой направлено заявляемое изобретение, является разработка способа заканчивания и эксплуатации скважины подземного хранилища газа путем разделения интервала вскрытого пласта-коллектора на две условно выделенные части с целью осуществления дифференцированных по глубине закачки и отбора газа с возможностью временного блокирования нерабочих и открытия рабочих перфорационных отверстий при соответствующем цикле работы скважины.

Технический результат, на достижение которого направлено заявляемое изобретение, заключается в обеспечении попеременного открытия рабочих перфорационных отверстий и временного блокирования нерабочих перфорационных отверстий, что, в свою очередь, приводит к повышению эффективности работы скважины и подземного хранилища газа в целом.

Указанный технический результат достигается за счет того, что в способе заканчивания и эксплуатации скважины подземного хранилища газа в водоносном пласте неоднородного литологического строения, включающем дифференцированные по глубине пласта-коллектора закачку и отбор газа из скважины, при чередовании которых одну часть пласта-коллектора изолируют, а другую вскрывают, согласно изобретению при строительстве скважины осуществляют спуск и цементирование эксплуатационной колонны с заколонным пакером, разделяющим интервал заколонного пространства скважины в зоне пласта-коллектора на две условно выделенные части, перфорируют эксплуатационную колонну в обеих частях выше и ниже заколонного пакера, после чего спускают в скважину лифтовую колонну с межколонным пакером таким образом, чтобы при установке лифтовой колонны межколонный пакер размещался между перфорированными участками эксплуатационной колонны, а затем заполняют пространство между эксплуатационной и лифтовой колоннами несмешиваемыми между собой порциями надпакерной жидкости, причем при дальнейшей эксплуатации скважины закачку газа в пласт-коллектор производят через лифтовую колонну и нижний интервал перфорации с временной изоляцией верхнего интервала перфорации одной из порций надпакерной жидкости, а отбор газа - через верхний интервал перфорации по межтрубному пространству с временной изоляцией нижнего интервала перфорации другой порцией надпакерной жидкости.

Сущность заявляемого способа поясняется чертежами, на которых схематически показана эксплуатационная скважина подземного хранилища газа при закачке (фиг.1) и отборе (фиг.2) газа. На представленных схемах изображены: эксплуатационная скважина 1 подземного хранилища газа; пласт-коллектор 2 неоднородного литологического строения; слабопроницаемый пропласток 3 пласта-коллектора 2 неоднородного литологического строения; эксплуатационная колонна 4 с установленным на ней заколонным пакером 5; цементное кольцо 6; перфорационные отверстия нижнего интервала 7 перфорации и верхнего интервала 8 перфорации; лифтовая колонна 9 (например, насосно-компрессорных труб (НКТ)), оснащенная межколонным пакером 10 и циркуляционным клапаном 11; три порции надпакерной жидкости 12, 13, 14, две из которых (12, 14) по консистенции образуют блокирующие жидкости для изоляции указанных интервалов перфорации; внутритрубное пространство 15.

Заявленный способ работает следующим образом.

Эксплуатационную скважину 1 ПХГ бурят до полного вскрытия пласта-коллектора 2, после чего спускают в указанную скважину 1 эксплуатационную колонну 4 ниже подошвы пласта-коллектора 2 с перекрытием всей его толщины. Эксплуатационную колонну 4 оснащают заколонным пакером 5 таким образом, чтобы при установке эксплуатационной колонны 4 в скважине он располагался в интервале слабопроницаемого пропластка 3 пласта-коллектора 2 неоднородного литологического строения. Затем эксплуатационную колонну 4 цементируют любым из известных способов, образовывая цементное кольцо 6. В конце закачки цемента, до начала его схватывания, раскрывают заколонный пакер 5. По окончании затвердевания цемента эксплуатационную колонну 4 и образовавшееся цементное кольцо 6 перфорируют в нижней и верхней частях пласта-коллектора 2 ниже и выше заколонного пакера 5 и слабопроницаемого пропластка 3, в результате чего образуются нижний интервал 7 и верхний интервал 8 перфорации.

Затем в скважину 1 спускают лифтовую колонну 9 таким образом, чтобы ее нижний конец находился на 0,5-0,8 м выше верхних отверстий нижнего интервала 7 перфорации. Лифтовую колонну 9 оснащают межколонным пакером 10 и циркуляционным клапаном 11 таким образом, чтобы при установке лифтовой колонны 9 в эксплуатационной колонне 4 циркуляционный клапан 11 располагался ниже заколонного 5 и выше межколонного 10 пакеров, причем межколонный пакер 10 находится между нижним 7 и верхним 8 интервалами перфорации.

После установки лифтовой колонны 9 в эксплуатационной колонне 4 начинают закачку (фиг.1) в межколонное пространство через циркуляционный клапан 11 надпакерной жидкости тремя порциями (12, 13, 14), две из которых (12, 14) по консистенции являются блокирующими жидкостями.

Порцию 12 блокирующей жидкости размещают в скважине в интервале от межколонного пакера 10 до отметки на 1,5 м выше верхних отверстий верхнего интервала 8 перфорации. Объем порции 12 равен объему соответствующего участка межтрубного пространства. Объем порции 14 блокирующей жидкости равен объему внутритрубного пространства 15 на участке от башмака эксплуатационной колонны 4 до отметки на 2-2,5 м ниже нижнего конца установленной в ней лифтовой колонны 9 (см. фиг.2). При этом верхний уровень закачанной в скважину 1 другой порции 14 блокирующей жидкости располагают на 100-150 м ниже устья скважины 1. Промежуточная порция 13 надпакерной жидкости заполняет пространство между находящимися в заранее рассчитанных местах порциями 12, 14 блокирующих жидкостей. Таким образом, временное блокирование верхнего интервала 8 перфорации, а затем и нижнего интервала 7 перфорации производится за счет перераспределения объемов составных частей столба надпакерной жидкости (порций блокирующих жидкостей и закачанной в интервале между ними промежуточной порции надпакерной жидкости) в скважине 1 при проведении процессов закачки и отбора газа. Так, составная часть столба надпакерной жидкости - порция 12 блокирующей жидкости, изолирующая верхний интервал 8 перфорации и препятствующая поступлению (возвращению) газа в ствол скважины 1 при его закачке, представляет собой вязкую, ингибированную, не содержащую твердой фазы систему, изолирующую верхний интервал 8 перфорации без нарушения фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) пласта-коллектора 2 (см. описание ниже). Составная часть столба надпакерной жидкости - другая порция 14 блокирующей жидкости, изолирующая нижний интервал 7 перфорации при отборе через верхний интервал 8 перфорации, препятствующая возвращению газа в пласт-коллектор 2, также представляет собой вязкую, ингибированную, не содержащую твердой фазы систему, изолирующую нижний интервал 7 перфорации без нарушения ФЕС пласта-коллектора 2.

Таким образом, блокирующие жидкости порций 12 и 14 представляют собой высоковязкие системы, консистенции которых не позволяют этим жидкостям свободно проникать через отверстия перфорации, но в то же время свойства которой позволяют ей свободно передвигаться в межтрубном пространстве при закачке. Надпакерная жидкость промежуточной порции 13 менее вязкая, и основное ее назначение состоит в заполнении в столбе надпакерной жидкости пространства между порциями 12, 14 блокирующих жидкостей.

Блокирующая жидкость порции 12 вследствие своей высокой вязкости препятствует поступлению внутрь эксплуатационной колонны 4 через отверстия верхнего интервала 8 перфорации газа, закачиваемого в пласт-коллектор 2 через отверстия нижнего интервала 7 перфорации. Закачиваемый в скважину 1 газ продвигается в толщи протяженного пласта-коллектора 2 неоднородного литологического строения, огибает слабопроницаемый пропласток 3 небольшой протяженности и поступает в верхнюю прикровельную часть пласта-коллектора 2. При этом газ не может вернуться в скважину 1 через отверстия верхнего интервала 8 перфорации вследствие перекрытия их высоковязкой жидкостью одной порции 12 блокирующей жидкости, которая, в свою очередь, в сочетании с перекрывающим межтрубное пространство межколонным пакером 10 является надежным препятствием для поступления вверх в межтрубное пространство скважины 1 газа, закачиваемого в скважину 1 через лифтовую колонну 9.

Плотности всех трех порций надпакерной жидкости рассчитываются в зависимости от их объема и условия превышения суммарным гидростатическим давлением столба надпакерной жидкости величины максимального рабочего давления в пласте-коллекторе 2.

Перед переключением скважины 1 с закачки газа на его отбор из пласта-коллектора 2 производят следующие операции. Через специальную устьевую обвязку скважины все три порции надпакерной жидкости перекачивают в обратном порядке из межтрубного пространства в лифтовую колонну 9 и ниже ее, в башмак эксплуатационной колонны 4 (фиг.2). Порция 14 блокирующей жидкости заполняет внутритрубное пространство 15 на участке от башмака эксплуатационной колонны 4 до отметки на 2-2,5 м ниже нижнего конца лифтовой колонны 9 и при этом блокирует отверстия нижнего интервала 7 перфорации. Промежуточная порция 13 надпакерной жидкости располагается выше порции 14 блокирующей жидкости и заполняет часть внутритрубного пространства эксплуатационной колонны 4 и часть внутреннего пространства лифтовой колонны 9. Порция 12 блокирующей жидкости заполняет оставшуюся часть лифтовой колонны 9 до отметки на 100-150 м ниже устья эксплуатационной скважины 1.

Таким образом, при перекачивании всех трех порций надпакерной жидкости в обратном порядке открываются отверстия верхнего интервала 8 перфорации и перекрываются отверстия нижнего интервала 7 перфорации с сохранением условия превышения суммарным гидростатическим давлением столба надпакерной жидкости величины максимального рабочего давления в пласте-коллекторе 2. Отбор газа происходит из межтрубного пространства, куда газ поступает из пласта-коллектора 2 через отверстия верхнего интервала 8 перфорации.

Перед следующим переключением скважины 1 с отбора газа на его закачку в пласт-коллектор 2 все три порции надпакерной жидкости перекачивают в межтрубное пространство в первоначальном порядке и так далее. При каждом перекачивании восполняют объемы порций, уменьшающиеся за счет естественной убыли.

Таким образом, реализация заявленного способа позволяет сократить число проектируемых эксплуатационных скважин ПХГ, увеличить работающую мощность объекта хранения газа за счет оттеснения пластовой воды и уменьшения влияния депрессионной воронки, что повышает эффективность работы каждой эксплуатационной скважины ПХГ, уменьшить растекаемость газа по пласту-коллектору и конусообразование воды, снизить водный фактор в продукции при отборе, исключить влияние циклических нагрузок, так как при закачке и отборе скважина будет работать в одном режиме, а также увеличить продолжительность межремонтного периода работы скважины.

Способ заканчивания и эксплуатации скважины подземного хранилища газа в водоносном пласте неоднородного литологического строения, включающий дифференцированные по глубине пласта-коллектора закачку и отбор газа из скважины, при чередовании которых одну часть пласта-коллектора изолируют, а другую вскрывают, отличающийся тем, что при строительстве скважины осуществляют спуск в нее и дальнейшее цементирование эксплуатационной колонны с заколонным пакером, разделяющим интервал заколонного пространства скважины в зоне пласта-коллектора на две условно выделенные части, перфорируют эксплуатационную колонну в обеих частях выше и ниже заколонного пакера, после чего спускают в скважину оснащенную циркуляционным клапаном лифтовую колонну с межколонным пакером таким образом, чтобы при установке лифтовой колонны в эксплуатационную колонну упомянутый циркуляционный клапан располагался ниже заколонного пакера и выше межколонного пакера, а межколонный пакер - между перфорированными участками эксплуатационной колонны, затем заполняют пространство между эксплуатационной и лифтовой колоннами несмешиваемыми между собой порциями надпакерной жидкости, причем при дальнейшей эксплуатации скважины закачку газа в пласт-коллектор производят через лифтовую колонну и нижний интервал перфорации с временной изоляцией верхнего интервала перфорации одной из порций надпакерной жидкости, а отбор газа - через верхний интервал перфорации по межтрубному пространству с временной изоляцией нижнего интервала перфорации другой порцией надпакерной жидкости.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области нефтегазовой промышленности и предназначено для эксплуатации подземных хранилищ газа (ПХГ). На ПХГ, на которых сооружены эксплуатационные скважины со вскрытием коллекторов хранилища, производят циклическую закачку в хранилище природного газа с созданием буферного и активного его объемов и отбор активного объема газа.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при бурении скважин в регионах вечной мерзлоты с наличием в ней гидравлически изолированных линз талых подземных водоносных пористых песчаных коллекторов - криопэгов (КП) с целью захоронения в них буровых отходов (БО).

Изобретение относится к газодобывающей промышленности. Техническим результатом является упрощение контроля герметичности, что приводит к повышению надежности и безопасности эксплуатации подземных хранилищ газа (ПХГ).

Изобретение относится к области нефтегазовой промышленности и предназначено для добычи газа, растворенного в водах глубинных горизонтов, создания и эксплуатации подземных хранилищ газа (ПХГ) в вышезалегающих геологических структурах.

Изобретение относится к области охраны окружающей среды от загрязняющих атмосферу техногенных выбросов парниковых газов и синтеза источников энергии. Обеспечивает повышение надежности утилизации в недрах техногенных избытков диоксида углерода и эффективности искусственного синтеза углеводородов, а также водорода и кислорода, которые могут восполнять истощающиеся в месторождениях нефти и газа запасы углеводородов и формировать новые месторождения нефти и газа.

Подземное хранилище сжиженного природного газа содержит расположенный на основании из уплотненного грунта и теплоизоляционной прослойки железобетонный резервуар с вертикально ориентированными боковыми стенами, окруженный по наружной боковой поверхности податливой прослойкой, изнутри теплоизолированный и гидроизолированный от сжиженного природного газа.

Изобретение относится к области эксплуатации подземных хранилищ природного и других газов. Способ эксплуатации подземных хранилищ газа включает периодическую закачку компрессорами поступающего из магистрального газопровода газа через эксплуатационно-нагнетательные скважины подземного хранилища газа в пласт-коллектор под давлением, превышающим пластовое давление, последующий отбор газа из подземного хранилища для дальнейшей подачи газа в магистральный газопровод.

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.

Изобретение относится к способу хранения диоксида углерода (CO2) в пористом и проницаемом подземном пласте - коллекторе-резервуаре) и, в частности, к способу закачивания CO2 в коллектор углеводородов для его хранения.

Изобретение относится к созданию подземных резервуаров в отложениях каменной соли и может использоваться при создании подземных хранилищ для газонефтепродуктов. .

Изобретение относится к газодобывающей промышленности. Техническим результатом является упрощение контроля герметичности, что приводит к повышению надежности и безопасности эксплуатации ПХГ, созданных в водоносных пластах. В предлагаемом способе осуществляют циклическое воздействие на пласт, при котором каждый цикл включает закачку газа в пласт с последующим отбором газа. Воздействие на пласт осуществляют, по меньшей мере, в течение 10 циклов. В каждом цикле периодически одновременно измеряют текущее пластовое давление в газовой ( P t ф ) и водоносной ( P t ф в ) зоне хранилища, а также объем отбора (или закачки) газа, затем с учетом измеренных параметров определяют расчетное давление в ПХГ ( P t P ) для режима эксплуатации хранилища без утечек газа и для режима эксплуатации хранилища с утечками газа. Затем определяют функцию (F), как среднеарифметическое значение отклонений ( P t P ) от ( P t ф ) , полученных при каждом i-м измерении, для режима эксплуатации хранилища без утечек газа и функцию (Fy) для режима эксплуатации хранилища с утечками газа и при выполнении неравенства Fy<F делают вывод о наличии утечек газа в хранилище. 1 табл.

Изобретение относится к подземной системе хранения и резервирования СПГ для его накопления и выдачи потребителю, особенно при покрытии пикового потребления газа. Подземное хранилище (ПХ) СПГ расположено ниже уровня земли 1 на отметке, предотвращающей промерзание поверхности земли при самом длительном расчетном хранении СПГ, и ограждено по периметру от массива грунта бетонной стеной типа «стена в грунте» 2. Содержит расположенный на основании из уплотненного грунта 3 и теплоизоляционной прослойки 4 железобетонный резервуар 5. ПХ СПГ снабжено выходящей из железобетонного резервуара на поверхность земли 1 технологической шахтой 9 с трубопроводами 10, герметическими люками 11 и лестницей 12. Верх бетонного резервуара засыпан слоем легкого теплоизоляционного материала 13. Однотипные элементы 14 постоянной кривизны с сопрягаемыми друг с другом поверхностями 15 выполнены в виде железобетонных блоков вафельной конструкции 16, скрепляемых между собой внутри резервуара 5 торцевыми внутренними отбортовками 17 и стяжными резьбовыми соединениями 18 через уплотнительные прокладки 19. Изобретение обеспечивает упрощение строительства ПХ. 3 ил.

Изобретение относится к подземной системе хранения и резервирования сжиженного природного газа (СПГ) для его накопления и выдачи потребителю. Подземное хранилище (ПХ) расположено ниже уровня земли 1 на отметке, предотвращающей промерзание поверхности земли, и ограждено по периметру от массива грунта бетонной стеной 2 типа «стена в грунте». Содержит расположенный на основании из уплотненного грунта 3 и теплоизоляционной прослойки 4 железобетонный резервуар 5, который по наружной цилиндрической поверхности окружен кольцевым газовым промежутком 6, расположенным между железобетонным резервуаром 5 и бетонной стеной 2 типа. ПХ СПГ снабжено выходящей из железобетонного резервуара на поверхность земли 1 технологической шахтой 9 с трубопроводами 10 для наполнения-выдачи СПГ и его паров, а также герметическими люками 11 и лестницей 12. Кольцевой газовый промежуток 6 сверху закрыт плитой 13. Верх железобетонного резервуара 5 и плиты 13 засыпан слоем теплоизоляционного материала 14. ПХ СПГ также снабжено дополнительной технологической шахтой 21 с герметическими люками 22 и лестницей. Изобретение обеспечивает повышение надежности эксплуатации. 2 ил.

Изобретение относится к использованию подземных водных ресурсов, в частности к способу распределенного хранения и использования шахтных грунтовых вод. Согласно способу, выполняют следующие шаги: А. проводят геологоразведку местности, подземная область которой подлежит разработке, и производят сбор основных геологических данных о породах формаций; В. исследуют шахтные грунтовые воды и производят сбор данных о состоянии распределения потоков, качестве воды и ее давлении; С. на основании собранных на шаге А основных геологических данных о породах формаций и собранных на шаге В данных о состоянии распределения потоков, качестве воды и ее давлении выбирают одно или несколько мест выработок, через которые не смогут проникать шахтные грунтовые воды, в качестве мест для водосборников распределенного подземного резервуара; и D. после образования водосборников в выбранных местах, обеспечивают естественное просачивание в эти водосборники шахтных грунтовых вод, поступающих во время разработки очистных забоев, смежных с данными водосборниками. Описанный способ позволяет уменьшить утечки грунтовых вод и снизить негативное влияние на рост и восстановление окружающей природной среды. 12 з.п. ф-лы, 1 табл., 3 ил.

Изобретение относится к области геологии и может быть использовано для оценки полезной емкости природных криогенных резервуаров при использовании их в качестве резервуара для складирования дренажных рассолов. Согласно заявленному способу закачивают определенный объем дренажных рассолов через скважины, пробуренные в интервал многолетнемерзлых пород, пространственно ограниченный слабопроницаемыми отложениями. Измеряют площадь растекания рассолов (S) и определяют на отстраиваемых разрезах мощность обводненной толщи в центре репрессивного купола для определенного (n-го) момента времени (hn). Рассчитывают коэффициент эффективной емкости резервуара (nэф). Далее оценивают общую мощность обводненной толщи ММП (Vобщ) с учетом экологической безопасности для конечного этапа закачки дренажных рассолов на участке. Технический результат - повышение достоверности оценки полезной емкости резервуара при достижении экологической безопасности при закачке рассолов в мерзлый массив пород. 2 з.п. ф-лы, 2 табл., 2 ил.

Группа изобретений предназначена для использования в области подземного хранения CO2 и других вредных газов, а также защиты окружающей среды. Технический результат - повышение надежности хранилища и снижение затрат на его создание. В первом варианте реализации способа для закачки CO2 выбирают ловушку водоносного пласта с термобарическими параметрами, способствующими длительному захоронению CO2 в жидком агрегатном состоянии. Бурят скважины в купольной части структуры ловушки. Закачивают жидкий CO2 в центральные скважины и по мере опускания контакта «жидкий CO2-вода» закачивают CO2 в периферийные скважины. Осуществляют контроль динамики пластового давления с одновременным мониторингом появления жидкого СО2 в наблюдательных скважинах. Закачку жидкого СО2 прекращают при обнаружения его в наблюдательных скважинах, а также при достижении в ловушке давления, соответствующего максимально допустимому пластовому давлению. Контроль за герметичностью по латерали ловушки осуществляют посредством наблюдательных скважин, расположенных вблизи замыкающей изогипсы ловушки, а по вертикали ловушки - посредством расположенных на вышезалегающих горизонтах контрольных скважин. Во втором варианте реализации способа закачивают газообразный CO2. Одновременно контролируют динамику пластового давления глубинными манометрами. При достижении давления в ловушке значения, соответствующего жидкому агрегатному состоянию CO2, продолжают закачку CO2 уже в жидком агрегатном состоянии в приконтактные зоны ловушки, контролируя динамику пластового давления глубинными манометрами. 2 н.п. ф-лы, 6 ил.

Группа изобретений относится к системам для локализации и регулирования жидкостей, получаемых на рабочей площадке, например площадке для бурения нефтяных или газовых скважин. Система включает одну или несколько зон локализации жидкости, выполненных в виде бассейна для сбора и удержания жидкостей, берму, образующую периметр указанных зон, слой песка, помещенный поверх каждого бассейна, непроницаемую для жидкости мембрану, помещенную на слой песка, и дренажный камень, помещенный поверх мембраны и заполняющий бассейн. На мембрану для улучшения защиты мембраны от неблагоприятных повреждений дренажным камнем может накладываться геотекстильная ткань. С мембраной может быть связана система обнаружения утечек, предназначенная для определения возможных утечек в системе локализации. Один или несколько отстойных бассейнов для приема жидкостей могут проходить через бассейн и дренажный камень, заполняющий бассейн. Дренажная система связана с отстойными бассейнами для отвода жидкостей из зоны локализации. Обеспечивается высокий уровень защиты окружающей среды, повышается надежность и эффективность локализации жидкостей. 3 н. и 48 з.п.ф-лы, 12 ил.

Изобретение относится к подземному хранению природного газа в водоносных геологических структурах и, в частности, к физико-химическим методам регулирования формирования и последующего газодинамического состояния подземного хранилища газа в таких структурах. Технический результат - повышение эффективности хранения природного газа за счет обеспечения его газодинамической стабильности. Способ заключается в том, что осуществляют бурение скважин в сводовой области водоносной структуры. Через эти скважины производят нагнетание природного газа до достижения границей газоводяного контакта гипсометрических отметок, соответствующих проектному объему хранилища. После этого последовательно осуществляют закачку через пробуренные скважины в область газоводяного контакта водного раствора пенообразующих поверхностно-активных веществ - ПАВ. Затем в область водоносной структуры, залегающей ниже газоводяного контакта, производят закачку неуглеводородного газа, близкого по своим физико-химическим свойствам к природному газу. Объемы водного раствора ПАВ 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 ПАВ и неуглеводородного газа при их совместной фильтрации в пористой среде. Экран из пены создают малой проницаемости и толщиной, определяемой из условия экранирования-фильтрации через него подошвенной воды при интенсивном отборе газа из хранилища в течение 90-120 сут. 3 табл., 1 ил.

Изобретение относится к емкостям-хранилищам техногенного назначения и может быть использовано для сбора жидких углеводородов при их аварийных разливах. Устройство содержит трубные секции в виде жесткого цилиндрического корпуса с крышкой. Во внутренней полости секции размещена эластичная оболочка, герметично присоединенная к внутритрубной части технологического патрубка в крышке. К противоположной части патрубка присоединены приемное и раздаточное устройства. Приемное устройство снабжено приемной воронкой, перепускным блоком, вентилем и патрубком для коллекторного соединения с ответным патрубком приемного устройства смежной трубной секции. Раздаточное устройство снабжено раздаточным патрубком, присоединенной к нему раздаточной трубой с заглушкой и патрубком для соединения с ответным патрубком раздаточного устройства смежной трубной секции. В нижней средней части корпуса трубной секции установлен нагнетательный патрубок с возможностью соединения с трубой для нагнетания сжатого воздуха в полость между внутренней поверхностью корпуса и внешней поверхностью эластичной оболочки. Снижается опасность проникновения жидких углеводородов в грунт, повышаются технологические возможности для откачки из амбара жидких углеводородов. 4 ил.
Изобретение относится к области подземного хранения газа и может быть использовано в газодобывающей и нефтяной промышленности. Способ обеспечения экологической безопасности подземного хранилища газа включает его закачку через скважину, хранение и отбор газа из хранилища, при этом в зонах подземного размещения природного газа осуществляют дистанционный экологический мониторинг содержания метана в приземной атмосфере, а также непрерывный контроль концентрации метана в зонах технологических узлов. После этого осуществляют прогнозирование опасности возникновения критических по концентрации газа зон, по результатам которого в зонах с повышенной концентрацией метана в приземной атмосфере грунт обрабатывают суспензией метанотрофных бактерий в солевом растворе, а в технологических узлах таких критических зон дополнительно создают возвышения из почв, в которые циклически закачивают под определенными давлением и температурой суспензии метанотрофных бактерий в солевом растворе. Способ обеспечивает экологическую безопасность подземного хранения газа, снижение поступления метана в атмосферу, а также исключение парникового эффекта. В период нарушения технологического режима (аварии) он также способствует снижению остроты экологической ситуации. 6 з.п. ф-лы.

Изобретение относится к газовой отрасли и может быть использовано при создании и использовании подземных хранилищ газа. Обеспечивает повышение эффективности способа. Сущность изобретения: способ включает закачку и отбор газа из скважины, при чередовании которых одну часть пласта-коллектора изолируют, а другую вскрывают. Согласно изобретению при строительстве скважины осуществляют спуск в нее и дальнейшее цементирование эксплуатационной колонны с заколонным пакером, разделяющим интервал заколонного пространства скважины в зоне пласта-коллектора на две условно выделенные части. Перфорируют эксплуатационную колонну в обеих частях выше и ниже заколонного пакера. После этого спускают в скважину оснащенную циркуляционным клапаном лифтовую колонну с межколонным пакером таким образом, чтобы при установке лифтовой колонны в эксплуатационную колонну упомянутый циркуляционный клапан располагался ниже заколонного пакера и выше межколонного пакера, а межколонный пакер - между перфорированными участками эксплуатационной колонны. Затем заполняют пространство между эксплуатационной и лифтовой колоннами несмешиваемыми между собой порциями надпакерной жидкости. При дальнейшей эксплуатации скважины закачку газа в пласт-коллектор производят через лифтовую колонну и нижний интервал перфорации с временной изоляцией верхнего интервала перфорации одной из порций надпакерной жидкости, а отбор газа - через верхний интервал перфорации по межтрубному пространству с временной изоляцией нижнего интервала перфорации другой порцией надпакерной жидкости. 2 ил.

Наверх