Способ создания и эксплуатации подземного хранилища газа в водоносной геологической структуре Российский патент 2022 года по МПК B65G5/00 

Изобретение относится к области хранения газа, например, природного или неуглеводородного, в водоносных геологических структурах и, в частности, к методам управления движением фронта вытеснения, образуемого газом, вытесняющим пластовую воду в геологической структуре в процессе создания и эксплуатации подземного хранилища газа.

В качестве газа, подлежащего хранению в геологической структуре, может быть принят, например, природный газ или парниковый газ - диоксид углерода, выхлопные газы, дымовые газы и прочие газы, аналогичные упомянутым газам, или представляющие комбинацию газов.

Известно, что в практике создания и ввода в промышленную эксплуатацию подземного хранилища газа (ПХГ) в водоносном пласте-коллекторе выделяют два этапа:

- создание в пористой среде подземной искусственной газовой залежи и проведение ежегодных опытных циклов нарастающих объемов закачки газа до проектных объемов и отбора этого газа;

- квазистационарная эксплуатация ПХГ с момента достижения проектного объема хранимого в пласте-коллекторе газа, заключающаяся в циклах закачки-отбора этого газа.

При этом проектный объем хранимого в ПХГ газа всегда равен сумме активного (отбираемого) и буферного (пассивного) объемов газа. Функция буферного объема газа состоит в создании в пласте-коллекторе ПХГ в конце периода отбора газа из его газонасыщенной зоны определенного давления, при котором обеспечивают необходимый дебит газа, минимальное обводнение эксплуатационных скважин, достаточную степень сжатия газа, необходимую для его транспортировки в район потребления и соблюдение требований охраны недр. Вследствие неоднородности водоносного пласта (по площади и по толщине пласта) происходит растекание газа при закачках и простоях, что приводит зачастую к потерям газа. В этой связи предусматривают компактирование ПХГ различными приемами.

Известен способ создания и эксплуатации подземного хранилища газа в водоносной геологической структуре, в соответствии с которым в купольной области водоносной геологической структуры, выбранной для подземного хранилища газа - ПХГ, предусматривают бурение нагнетательно-эксплуатационных скважин, нагнетание газа через эти скважины в выбранную подземную зону - пласт-коллектор с вытеснением пластовой воды из этого коллектора с достижением проектного объема ПХГ и последующую эксплуатацию ПХГ путем отбора газа через упомянутые скважины [Ширковский А.И. и др., Добыча и подземное хранение газа, Москва, Недра, 1974, с. 154-162].

Недостатком известного способа является его низкая эффективность, обусловленная большими потерями газа на разных стадиях создания и эксплуатации ПХГ. Кроме того, при отборе газа вследствие площадной неоднородности пласта-коллектора происходит вторжение в него пластовой воды, что приводит к обводнению скважин и снижает активный объем ПХГ. В этой связи стремятся изолировать ПХГ, например, путем снижения фазовой проницаемости пласта для воды.

Известен способ создания и эксплуатации подземного хранилища газа в водоносной геологической структуре, в соответствии с которым в области водоносной геологической структуры, выбранной для подземного хранилища газа - ПХГ, предусматривают бурение нагнетательно-эксплуатационных скважин, нагнетание газа через эти скважины в выбранную подземную зону - пласт-коллектор с вытеснением пластовой воды из этого коллектора и последующую эксплуатацию ПХГ путем отбора газа через упомянутые скважины, а для изоляции пластовой воды, при этом предусматривают закачивание агента, снижающего фазовую проницаемость пласта для воды [SU 206479 А, 1968].

Недостатком известного способа является также его низкая эффективность по причине больших потерь газа, низкая вероятность получения надежного экрана особенно для краевой воды на срок отбора газа из хранилища, который составляет несколько месяцев, как правило 3-4 мес.

Техническим результатом предлагаемого изобретения является повышение эффективности способа за счет уменьшения потерь газа, увеличения его активного объема, продления срока безводной эксплуатации ПХГ при повышенных темпах отбора газа.

Необходимый технический результат достигается тем, что способ создания подземного хранилища газа в водоносной геологической структуре характеризуется тем, что в купольной области водоносной геологической структуры, выбранной для подземного хранилища газа, предусматривают бурение нагнетательных скважин для нагнетания упомянутого газа из условия достижения его фронтом, обеспечивающим вытеснение пластовой воды, гипсометрических отметок, соответствующих проектному объему хранилища газа, прогнозируют зону активного перемещения фронта газа при эксплуатации хранилища, где выделяют участки с повышенными фильтрационно-емкостными свойствами - ФЕС, в зоне активного перемещения фронта газа с учетом выделенных участков с ФЕС предусматривают бурение технологических скважин, которые на стадии нагнетания газа, по меньшей мере первичного, используют для отбора вытесняемой пластовой воды, а на стадии циклической эксплуатации хранилища газа используют для создания слабопроницаемого экрана для краевой пластовой воды с оптимальной горизонтальной поперечной его шириной, определяемой из выражения:

где:

- оптимальная горизонтальная поперечная ширина слабопроницаемого экрана, м;

ϑ - значение времени, необходимого для экранирования краевой пластовой воды (ϑ=90-150), сут;

ΔР=Р₁-Р₂ - перепад давления на границах слабопроницаемого экрана, МПа,

k_в - коэффициент фазовой проницаемости для воды м²;

- относительная фазовая проницаемость пористой среды по жидкости (2), определяемая в функции от газонасыщенности s, зависящей от концентрации пенообразующих ПАВ в растворе:

s - газонасыщенность пористой среды (s=0,1-0,8), безразмерная величина,

k_пр - коэффициент пропорциональности, учитывающий особенности фильтрации краевой пластовой воды на сбросах и у литологических окон (k_пр=1,05-1,5), безразмерная величина;

k - абсолютная проницаемость водоносного пласта в экранируемой зоне (k=1⋅10^-12-5⋅10^-12), м²;

μ_в - вязкость краевой пластовой воды (μ_в=0,2-2,0, зависит от степени минерализации и глубины залегания пласта - температуры и давления), мПа⋅с;

m - коэффициент пористости водоносного пласта в экранируемой зоне (m=0,15-0,35), безразмерная величина,

при этом смежные технологические скважины размещают на заданном расстоянии друг от друга, влияющем на свойства экрана, для образования которого используют водный раствор пенообразующих поверхностно-активных веществ и газа с их соотношением 1:1÷3,9, соответственно, последний из которых выбирают со свойствами, близкими по своим физико-химическим свойствам к газу, подлежащему хранению.

Кроме того:

в качестве газа для ПХГ используют углеводородный газ;

в качестве углеводородного газа используют метан или пропан, или бутан, или изобутан, или их смесь, или природный газ;

в качестве газа для ПХГ используют неуглеводородный газ;

в качестве неуглеводородного газа используют водород или азот, или оксиды углерода, или гелий.

Особенностью изобретения является создание и эксплуатация ПХГ с экранизацией краевой воды (по латерали). Аналитическое выражение заявленной формулы изобретения предназначено для определения именно горизонтальной оптимальной поперечной ширины экрана, противодействующего наиболее активной краевой воде (по латерали), в отличие, например, от нижней - подошвенной воды, где сила тяжести огромного массива пластовой воды оказывает определенное противодействие вертикальному вторжению. Введенный в формулу коэффициент пропорциональности учитывает свойства проявления краевой воды и получен опытным путем компьютерного моделирования процесса. Минимальные значения коэффициента применяют в случаях, когда расстояние от создаваемого экрана до линии сброса или литологического окна превышает расстояние до ближайшей эксплуатационной скважины, а максимальные - в случаях, когда линия сброса или литологического окна находится на расстоянии менее половины этого межскважинного расстояния. В соответствии с техническим решением предусматривают создание слабопроницаемого экрана, т.е. такого экрана, который обеспечивает фильтрацию краевой воды в течение 90-150 суток при интенсивном сезонном пиковом отборе газа из хранилища. Слабую проницаемость экрана создают за счет свойств дисперсной системы и/или заданного расстояния между технологическими скважинами. Это расстояние влияет на свойства экрана. При одном расстоянии между технологическими скважинами с зонами их влияния экран может быть сплошным. В этом случае слабую проницаемость экрана задают свойствами дисперсной системы. При другом расстоянии между технологическими скважинами слабую проницаемость экрана задают несплошностью экрана - степенью его дискретности. В ряде случаев предусматривают сочетание свойств проницаемости собственно дисперсной системы и степени дисперсности экрана - его несплошности. В любом случае экран предусматривают слабопроницаемым из условий технологической целесообразности - исключения неоправданного перерасхода материалов и средств на создание дисперсных систем и/или бурения технологических скважин. При этом, дисперсную систему предусматривают из водного раствора композиций пенообразующих ПАВ, а также газа -углеводородного или неуглеводородного, близкого по своим физико-химическим свойствам к газу, подлежащему хранению. Объемы водного раствора пенообразующих ПАВ и упомянутого газа выбирают, исходя из соотношения 1:1÷3,9 по объему, соответственно. Именно при таком соотношении пенообразующих ПАВ и газа отмечен эффект бронирования поверхности пузырьков пенообразующими ПАВ. На основе проведенных опытов получены результаты, подтверждающие устойчивость слабопроницаемого экрана на основе пены с бронированной поверхностью ее пузырьков к боковой (активной) пластовой воде. При этом, содержание газа меньше одной части в отношении к водному раствору пенообразующего ПАВ не применяют потому, что в этом случае имеет место просто газированная жидкость, не обладающая эффектом Марангони-Гиббса, который противодействует деформации (перемещению) бронированных пузырьков газа. Содержание газа более 3,9 частей в отношении к водному раствору пенообразующего ПАВ не применяют потому, что в этом случае из-за адсорбционно-диффузионных явлений происходит достаточно быстрое истощение раствора молекулами ПАВ и наблюдается «хрупкое» разрушение пен.

В пользу устойчивости слабопроницаемого экрана служит также снижение давления в зоне вытеснения за счет использования технологических скважин как дренажных. Совмещение вышеизложенных факторов обеспечивает сохранение свойств слабопроницаемого экрана в течение длительного времени. По данным опытных испытаний отмеченные факторы позволяют сохранить свойства малопроницаемого экрана до 150 суток даже при повышенных темпах отбора газа из ПХГ. Эффект от локального экрана в ряде случаев сохраняется и на больший срок - больше года. Штатный режим эксплуатации хранилища предусматривает отбор газа в режиме равенства объемов закачки - отбора. В соответствии с изобретением отбор газа из хранилища может быть повышен до 1,5 раз, а по отдельным скважинам - многократно. Эта характеристика является чрезвычайно важной. Она обеспечивает покрытие потребительских расходов газа при пиковом его сезонном спросе. Особенностью изобретения является также и то, что при снижении давления вытеснения воды ниже давления насыщения этой воды газом сокращает потери активного газа от его растворения в воде и образования «языков» во фронте вытеснения. Равномерный фронт вытеснения, без «языков» и пережимов, обеспечивают режимом вытеснения, подключением технологических скважин для регулирования избыточного давления и изменением этого режима по данным контроля за фронтом вытеснения. Контроль за фронтом вытеснения осуществляют с помощью известных геофизических методов. Предварительно, с помощью геофизических методов определяют зоны регионального дренирования в зоне активного движения фронта вода-газ. Технологические скважины размещают с учетом этих данных и зоны влияния технологических скважин при закачке в них компонентов пены. Дренируемую воду вытесняют/перепускают либо за пределы ПХГ, либо в дополнительные выше - или нижележащие пласты. Обращается внимание, что технологические скважины используют не только в качестве дренажных, а с большей эффективностью для создания слабопроницаемого экрана. Пену получают в результате механического перемешивания при последовательной закачке водного раствора пенообразующих ПАВ, упомянутого газа и их совместной фильтрации в пористой среде. Слабопроницаемый экран создают с условием фильтрации через него краевой воды в течение 90-150 суток при интенсивном отборе газа из хранилища. Значительный период времени (90-150 суток) нахождения ПХГ в одном режиме позволяет условно считать режим эксплуатации ПХГ квазистационарным. При этом, в целом, создание и эксплуатация ПХГ содержат повторяющиеся - циклические операции во времени.

Способ создания и эксплуатации ПХГ в водоносной геологической структуре поясняется рисунками, где:

фиг. 1 - Поле давлений, градиентов давлений и линий тока при установке дискретных экранов, используя «имеющиеся» скважины, расположенные на местности;

L - зона вторжения пластовой воды; - не перекрытая зона; все параметры безразмерные (б/р).

фиг. 2 - Теоретическая и экспериментальные зависимости фронтовой газонасыщенности от концентрации ПАВ при вытеснении газом растворов ПАВ в различных пластовых водах;

фиг. 3 - Зависимость степени снижения потока вторгающейся боковой воды от степени перекрытия зоны;

фиг. 4 - Сетка скважин ПХГ на одном из ПХГ РФ в водоносном пласте, иллюстрирующая расстояния между технологическими скважинами и возможное расположение слабопроницаемого экрана, созданного дискретным образом с помощью технологических скважин;

фиг. 5 - Снижение водного фактора по результатам промышленного внедрения технологии создания слабопроницаемого экрана на одном из ПХГ РФ;

фиг. 6 - Повышение производительности и активного объема газа ПХГ по результатам промышленного внедрения технологии создания слабопроницаемого экрана через технологические скважины на одном из ПХГ РФ.

Реализацию предлагаемого технического решения производят в следующей последовательности.

1. Водоносные пласты по сравнению с нефтегазоносными пластами характеризуются лучшими ФЕС, например, проницаемость-до 2-4 мкм², пористость - до 0,25-0,3. Поэтому на таких участках водоносных пластов стационарный режим фильтрации наступает достаточно быстро. Рассматривают периферийную часть ПХГ, созданного в водоносном пласте, в которой наблюдают повышенные ФЕС (например, Щелковское ПХГ- северо-западное направление, Увязовское ПХГ- юго-западное направление) или восстание пласта плюс улучшение ФЕС (Гатчинское ПХГ - северо-западное направление) и др. В этих случаях имеет место активное с динамикой продвижение пластовой воды в сторону ПХГ, т.е. вторжение краевой пластовой воды.

Выполняют теоретическую оценку установки слабопроницаемого экрана с помощью дискретных технологических скважин на пути лавинообразного продвижения краевой воды.

Выделяют прямоугольный участок, например, с размерами 400×400 м, примыкающий к газовой залежи ПХГ, при глубине залегания ПХГ 750-1000 м. Принимают из опыта эксплуатации ПХГ перепад давления от контура пластовой воды до газовой залежи, например, от 2 до 4 МПа (при компрессорном отборе). В общем случае пласт по проницаемости до установки слабопроницаемого экрана - однородный, а после установки экрана - неоднородный (кусочно-однородный). Первая задача, без экрана, имеет элементарное решение и является базой для сравнения. Вторая задача, в силу нерегулярности расположения участков экрана, в общем виде не может быть решена аналитически. Выполняют решение этих задач численно, приводя все определяющие параметры в безразмерный вид (фиг.1) и используя, например, интерактивный пакет "MATLAB".

После вычисления расходов вторгающейся воды относят их величины к базовой и строят зависимость уменьшения латерального вторжения воды в газовую залежь ПХГ в зависимости от степени перекрытия изолируемой зоны:

- коэффициент снижения вторгающейся воды в ПХГ, б/р;

здесь:

Q_cэкp - поток пластовой воды после установки экрана,

Q_безэкр - поток пластовой воды до установки экрана;

- коэффициент перекрытия изолируемой зоны, б/р;

L - ширина, а - не перекрытые участки этой зоны, соответственно (фиг. 1).

Как видно из фиг. 3, имеет место нелинейное снижение коэффициента вторгающейся воды в газовую залежь ПХГ в зависимости от интегрального размера дискретных экранов: от единицы (при отсутствии экрана) до нуля (при полном перекрытии зоны вторжения сплошным экраном).

Определение концентрации ПАВ в растворе пенообразующих поверхностно-активных веществ, необходимой для создания эффективного экрана, производят с учетом химического состава пластовой воды, сорбционных свойств пористой среды и вида ПАВ. Рекомендуемые ПАВ для создания экрана в зависимости от минерализации пластовой воды представлены в таблице 1.

Более предпочтительно использование раствора композиций ПАВ (раствор пенообразователя), состоящих из основного пенообразующего неионогенного ПАВ и вспомогательного 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 (КССБ или ССБ), обладает синергетическим эффектом вследствие лучшей адсорбции КССБ или ССБ на поверхности породы (Гидродинамика и фильтрация однофазных и многофазных потоков, Труды МИНХ и ГП имени И.М. Губкина, М., Недра, 1972, с. 76). При этом происходит снижение потерь основного ПАВ до 60% масс. Предпочтительно, в синергетической композиции используют указанные ПАВ (ОП-10:КССБ или ССБ) в массовых соотношениях от 0,6:1 до 1:0,6. При приготовлении раствора возможно использование пластовой воды того горизонта, где создают экран, или техническую воду.

Для обеспечения устойчивости слабопроницаемого экрана количество закачиваемого природного или неуглеводородного газа для пенообразования в каждую скважину в пластовых условиях принимают от 1 до 3,9 объемов используемого объема раствора пенообразующих ПАВ.

Из приведенных на фиг. 2 графиков 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 и для воды. Таким образом, неравновесные дисперсные системы эффективно могут быть использованы как для экранирования вторжения краевой воды в газонасыщенный объем ПХГ, так и для экранирования газового объема от перетока за пределы определенной изогипсы.

Горизонтальный размер слабопроницаемого экрана определяют в зависимости от межскважинного расстояния. Этот экран в однородном пласте представляет собой цилиндрический пенный объем, перекрывающий водоносный пласт по всей вскрытой толщине (что контролируют геофизическими методами).

Объемы растворов V_i (м³) для создания частей экрана от каждой скважины определяют в зависимости от межскважинного расстояния, толщины пласта, пористости пласта, остаточной водонасыщенности (0,2) и, принимая, что развитые после закачки газа через технологические скважины части экрана из устойчивой пены придут в соприкосновение для двух скважин с минимальным межскважинным расстоянием d_i по формуле:

где d_i - минимальное межскважинное расстояние, м;

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

m_i - пористость призабойной зоны вокруг скважины;

r_i -радиус распространения раствора вокруг скважины, м.

Объем устойчивого слабопроницаемого экрана должен состоять из одной части пенообразующего раствора ПАВ и 3,9-х частей газа в условиях пласта. Общее количество реагентов, воды и газа для создания слабопроницаемого экрана определяют суммированием по всем скважинам, участвующим в создании экрана.

Необходимый период создания слабопроницаемого экрана определяют подготовительными работами, которые начинают за 2-3 недели до начала цикла загрузки ПХГ, закачкой раствора и закачкой газа.

3. Ниже приведен пример реализации созданного технического решения.

Имеется ПХГ в водоносных пластах с общим объемом хранимого газа 5 млрд м³, с активным объемом 1,0 млрд м³. В юго-западной части хранилища предусмотрены технологические скважины №№79, 87, 103 и 111, где пласт имеет повышенные ФЕС, что создает условия для активного вторжения краевой пластовой воды. Вследствие этого эти скважины и скважины второго и третьего рядов обводняются в первые несколько недель с начала отбора. Необходимо перекрыть этот участок с помощью слабопроницаемого экрана с использованием упомянутых технологических скважин. При этом, учитывается факт расстояния между скважинами №87 и №103-117 м. (фиг. 4).

Период отбора длится 90-150 суток.

Рассчитывают коэффициент перекрытия (таблица 2, колонка 8) и компьютерным моделированием определяют коэффициент снижения потока вторгающейся краевой пластовой воды (фиг. 3 или аппроксимирующая формула с коэффициентом корреляции 0,996).

Пластовая вода - хлоркальциевого типа по Сулину с общей минерализацией М=200 г/л;

Пластовое давление с учетом компрессорного отбора изменяется в пределах 8-12 МПа, т.е. максимальная нагрузка на экран составляет 4 МПа; Толщина газоносной части пласта h=10 м;

Средняя абсолютная проницаемость в районе расположения экранных скважин k=3,5⋅10^-12 м²;

Пористость m=0,3;

Вязкость газа 0,014 мПа⋅с;

Вязкость пластовой воды 2,0 мП⋅с.

Способ осуществляют в следующей последовательности.

1. По таблице 1 выбирают основной пенообразующий ПАВ, например, ОП-10СНХК, готовят раствор с предпочтительной концентрацией 0,97% и добавляют компоненту ПАВ - 0,3% КССБ или ССБ.

2. По формулам (2) определяют относительную проницаемость для жидкости при s=0,7: следовательно, а k_ж=0,003⋅3,5⋅10^-12 m²=0,0105⋅10^-12 м².

3. Рассчитывают проектную ширину (горизонтальный поперечный размер) экрана которая может быть принята как оптимальная, по нижеприведенному выражению:

где:

ϑ - значение времени, необходимого для экранирования краевой пластовой воды, примем для рассматриваемого примера равным 150 суткам;

ΔР=(Р₁-Р₂) - перепад давления на границах слабопроницаемого экрана, МПа,

k_в - коэффициент фазовой проницаемости для воды м², где - относительная фазовая проницаемость порист ой среды по жидкости, безразмерная величина;

k_пр - коэффициент пропорциональности, учитывающий особенности фильтрации боковой пластовой воды на сбросах или у литологических окон, безразмерная величина, принимается для рассматриваемого примера k_пр=1,25;

k - абсолютная проницаемость водоносного пласта в экранируемой зоне, м²;

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

m - коэффициент пористости водоносного пласта в экранируемой зоне, безразмерная величина.

В результате подстановки конкретных значений вышеприведенных параметров получают значение ширины экрана 33,7 м.

4. Определяют эффективный радиус частей слабопроницаемого экрана вокруг каждой скважины 30,8 м; 30,7 м; 43,2 м; 34, м (таблица 2, колонка 4).

5. Рассчитывают объем частей слабопроницаемого экрана вокруг каждой скважины для определения необходимого количества реагентов, воды и газа для создания всего экрана (таблица 2, колонки 5,6, 2 и 3, соответственно).

6. Определяют коэффициент перекрытия по формуле (4) (таблица 2, колонка 8).

7. Определяют коэффициент снижения потока краевой пластовой воды, вторгающейся в ПХГ по графику (фиг. 3) или по уравнению аппроксимации, имеющему коэффициент корреляции 0,996 (таблица 2, колонка 9).

Коэффициент снижения равен 0,409, что означает уменьшение потока вторгающейся воды в 2,45 раза. Это значит, что отбор газа, по меньшей мере, из этого участка в 2,45 раза будет больше за этот же промежуток времени. При этом, темп отбора газа из всего хранилища составит 140%, что превышает штатный темп отбора газа на 40%.

8. Фактические показатели эксплуатации ПХГ до установки слабопроницаемого экрана (1) и при установке общего экрана (из дискретных экранов за циклы 2, 3, 4, 5) приведены на фиг.5 и фиг.6. Из приведенных показателей следует существенные снижение водного фактора и рост производительности и активного объема газа ПХГ.

9. Обработка полученных результатов с учетом затрат на создание дискретных экранов, эксплуатацию их и ПХГ в целом, дополнительный отбор газа и результаты его реализация приведены в таблице 3.

Изобретение относится к области хранения газа, например, углеводородного, в том числе природного, или неуглеводородного, в водоносных геологических структурах и, в частности, к методам управления движением фронта вытеснения, образуемого газом, вытесняющим пластовую воду в геологической структуре в процессе создания и эксплуатации подземного хранилища газа. Технический результат - повышение эффективности способа за счет уменьшения потерь газа, увеличения его активного объема, продления срока безводной эксплуатации ПХГ при повышенных темпах отбора газа. Способ характеризуется тем, что в купольной области водоносной геологической структуры, выбранной для подземного хранилища газа, предусматривают бурение нагнетательных скважин. Осуществляют нагнетание газа из условия достижения его фронтом, обеспечивающим вытеснение пластовой воды, гипсометрических отметок, соответствующих проектному объему хранилища газа. Прогнозируют зону активного перемещения фронта газа при эксплуатации хранилища. Выделяют участки с повышенными фильтрационно-емкостными свойствами - ФЕС. В зоне активного перемещения фронта газа с учетом выделенных участков с ФЕС предусматривают бурение технологических скважин. На стадии нагнетания газа, по меньшей мере первичного, технологические скважины используют для отбора и перепуска вытесняемой пластовой воды. На стадии циклической эксплуатации хранилища газа технологические скважины используют для создания экрана для краевой пластовой воды с оптимальной горизонтальной поперечной его шириной, определяемой из аналитического выражения. Смежные технологические скважины размещают на заданном расстоянии друг от друга, влияющем на проницаемость экрана. Экран предусматривают слабопроницаемым. Для образования экрана используют водный раствор пенообразующих поверхностно-активных веществ и газа с их соотношением 1:1÷3,9, соответственно, последний из которых выбирают со свойствами, близкими по своим физико-химическим свойствам к газу, подлежащему хранению. 4 з.п. ф-лы, 6 ил., 3 табл.

1. Способ создания и эксплуатации подземного хранилища газа в водоносной геологической структуре, характеризующийся тем, что в купольной области водоносной геологической структуры, выбранной для подземного хранилища газа, предусматривают бурение нагнетательных скважин для нагнетания упомянутого газа из условия достижения его фронтом, обеспечивающим вытеснение пластовой воды, гипсометрических отметок, соответствующих проектному объему хранилища газа, прогнозируют зону активного перемещения фронта газа при эксплуатации хранилища, где выделяют участки с повышенными фильтрационно-емкостными свойствами - ФЕС, в зоне активного перемещения фронта газа с учетом выделенных участков с ФЕС предусматривают бурение технологических скважин, которые на стадии нагнетания газа, по меньшей мере первичного, используют для отбора вытесняемой пластовой воды, а на стадии циклической эксплуатации хранилища газа используют для создания экрана для краевой пластовой воды с горизонтальной поперечной его шириной, определяемой из выражения:

где:

- горизонтальная поперечная ширина слабопроницаемого экрана, м;

ϑ - значение времени, необходимого для экранирования краевой пластовой воды, сут;

ΔР=(Р₁-Р₂) - перепад давления на границах слабопроницаемого экрана, МПа,

k_в - коэффициент фазовой проницаемости для воды м², где - относительная фазовая проницаемость пористой среды по жидкости, безразмерная величина;

k_пр - коэффициент пропорциональности, учитывающий особенности фильтрации краевой пластовой воды, безразмерная величина;

k - абсолютная проницаемость водоносного пласта в экранируемой зоне, м²;

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

m - коэффициент пористости водоносного пласта в экранируемой зоне, безразмерная величина,

при этом смежные технологические скважины размещают на заданном расстоянии друг от друга, влияющем на проницаемость экрана, для образования которого используют водный раствор пенообразующих поверхностно-активных веществ и газа с их соотношением 1:1÷3,9, соответственно, последний из которых выбирают со свойствами, близкими по своим физико-химическим свойствам к газу, подлежащему хранению.

2. Способ по п. 1, характеризующийся тем, что в качестве газа для ПХГ используют углеводородный газ.

3. Способ по п. 2, характеризующийся тем, что в качестве углеводородного газа используют метан, или пропан, или бутан, или изобутан, или их смесь, или природный газ.

4. Способ по п. 1, характеризующийся тем, что в качестве газа для ПХГ используют неуглеводородный газ.

5. Способ по п. 4, характеризующийся тем, что в качестве неуглеводородного газа используют водород, или азот, или оксиды углерода, или гелий.