СПОСОБ СОЗДАНИЯ МАЛОПРОНИЦАЕМОГО ЭКРАНА В ПОРИСТОЙ СРЕДЕ ПРИ ПОДЗЕМНОМ ХРАНЕНИИ ГАЗА
METHOD FOR MAKING LOW-PERMEABILITY SCREEN IN POROUS MEDIUM AT UNDERGROUND GAS STORAGE

Изобретение относится к подземному хранению газа в пористых пластах-коллекторах, в частности к способам ограничения нежелательного движения пластовых флюидов в пористых средах, и может быть использовано в нефтегазодобывающей промышленности.
Теоретической основой создания внутрипластовых экранов является снижение фазовой проницаемости пористой среды для пластовой жидкости и газа при закачке через скважины в зону пласта-коллектора, подлежащую изоляции, экранирующих жидкостей различной природы - цементных растворов, гидрофобизаторов, пены, эмульсий и т.п.
Наиболее эффективным средством для создания внутрипластовых экранов с целью изоляции нежелательного движения воды и особенно газа является образование в пористой среде пены из раствора пенообразователя на основе поверхностно-активного вещества (ПАВ) и газа. Согласно результатам лабораторных исследований, приведенных в монографии (Эксплуатация подземных хранилищ газа. Каримов М.Ф., М., Недра, 1981), пена, образованная в пласте из раствора пенообразователя и газа, представляет собой неравновесную дисперсную систему и, в зависимости от концентрации ПАВ в растворе и насыщенности газом пористой среды, может на несколько порядков снижать фазовую проницаемость пористой среды, особенно для газа.
Известен способ создания 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% масс. 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% масс., 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% масс. до 5% масс., 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.
Известен способ создания пенного экрана (барьера) в пласте при подземном хранении газа (SU №1385438, 1986). Согласно этому изобретению раствор пенообразователя закачивают в пласт в зоне предполагаемой изоляции потока газа через чередующиеся нагнетательные и разгрузочные скважины. На первом этапе раствор закачивают в ряд нагнетательных скважин, чередующихся с разгрузочными, до появления раствора пенообразователя в отбираемой из разгрузочных скважин жидкости, причем дебит разгрузочных скважин должен превышать приемистость нагнетательных. После появления раствора в разгрузочных скважинах нагнетательные скважины останавливают и переводят под закачку газа для ценообразования, 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 ценообразования.
3
3
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 м/сут появится в разгрузочной скважине на 3 суток позже, что повлечет за собой несплошность частей экрана и перерасход раствора и ПАВ на 3000 м 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.
Прототипом предлагаемого изобретения является способ создания малопроницаемого экрана в пористой среде при подземном хранении газа (РФ №2375281, 2008), в котором устранены указанные недостатки путем применения индивидуальных маркеров при закачке растворов в нагнетательные скважины, появление которых в разгрузочных скважинах идентифицирует сплошность распространения раствора, из которого создается экран между указанными скважинами, и ограничивает непроизводительные расходы раствора (реагентов, растворителей) и энергии на его закачку. После появления второго маркера в разгрузочной скважине в нее закачивают раствор в том количестве, которого достаточно для образования в пласте перешейка, обеспечивающего минимально-необходимую ширину экрана. Образование надежного малопроницаемого экрана предполагается достичь закачкой во все скважины цепочки газа в объеме, равном в пластовых условиях 3-5 объемам закачанного в индивидуальные скважины раствора.
Недостаток способа заключается в следующем. В прототипе после появления первого маркера в разгрузочной скважине в первую нагнетательную скважину начинают закачку газа, а после появления второго маркера разгрузочная скважина переводится в разряд нагнетательных и в нее начинают закачку раствора ПАВ в объеме, необходимом для образования расчетного значения перешейка. Последние исследования показали, что при этом расход материалов и энергии кратно превышает количество, необходимое и достаточное для создания экрана.
Как показывают эксперименты и компьютерные исследования, замещение раствора пенообразователя газом в пористой среде происходит практически поршневым образом с коэффициентом фронтовой насыщенности 0,7-0,8 (фиг.1). Последние эксперименты показали, что при фронтовой газонасыщенности 0,7-0,8 из одного объема раствора пенообразующего ПАВ в пластовых условиях образуется 1,8-2,8 объема устойчивой малопроницаемой неравновесной пены. Отсюда следует, что из закачанных объемов раствора между скважинами 1-2, 2-3 может образовываться при дальнейшей закачке газа 1,8-2,8 объема устойчивой малопроницаемой неравновесной пены вместо необходимого одного объема, что представляет собой нерациональное расходование раствора, энергии на его закачку и откачку пластовой жидкости и ее утилизацию. С учетом объективно недостаточной точности информации о пласте можно ввести коэффициент 1,1, увеличивающий минимально необходимый объем раствора, для повышения надежности технологии.
Задачами описываемого изобретения являются повышение надежности активного экрана, создаваемого через группу скважин путем закачки раствора и газа, удешевление создания малопроницаемого экрана и улучшение экологической обстановки в районе расположения ПХГ.
Поставленная задача достигается тем, что в известном способе создания малопроницаемого экрана в пористой среде при подземном хранении газа, включающем закачивание в нагнетательные скважины раствора пенообразователя, меченного индивидуальными маркерами, каждый из которых соответствует данной нагнетательной скважине, до появления раствора пенообразователя с маркером, соответствующим данной нагнетательной скважине, по меньшей мере, в одной разгрузочной скважине, отбор пластовой жидкости из разгрузочных скважин с суммарным дебитом, большим суммарного расхода закачиваемого в нагнетательные скважины раствора пенообразователя, закачивание раствора пенообразователя в разгрузочные скважины после появления в них растворов пенообразователей с маркерами, соответствующими, по меньшей мере, двум нагнетательным скважинам, согласно предлагаемому изобретению предварительно определяют необходимые объемы растворов в межскважинных пространствах, последовательно закачивают в нагнетательные скважины 0,5-0,55 расчетного объема меченого раствора пенообразователя и меченый газ до появления меченого газа в разгрузочной скважине, после чего в разгрузочную скважину закачивают расчетные объемы раствора и газа, обеспечивающие минимально-необходимую ширину экрана, в качестве газа для создания экрана используют отработанный газ компрессорных станций, негорючие и/или инертные газы.
Кроме того, при отсутствии возможности использовать указанные газы в качестве газа для создания экрана используют подлежащий хранению газ, что несколько удорожает создание экрана.
Способ создания малопроницаемого экрана в пористой среде при подземном хранении газа поясняется рисунками, где:
фиг.1 - представлена зависимость фронтовой газонасыщенности от применяемого пенообразующего раствора;
фиг.2 - схема, иллюстрирующая несинхронное поступление раствора из нагнетательных скважин в разгрузочную;
фиг.3 - схема, иллюстрирующая визуализированное решение системы уравнений по определению необходимого объема пенообразующего раствора для заполнения межскважинных пространств;
фиг.4 - схема, иллюстрирующая окончательную форму малопроницаемого (сплошного) экрана между тремя скважинами; где позициями - 1, 2, 3 обозначены скважины: 1 и 3 - нагнетательные и 2 - разгрузочная.
Предлагаемый способ осуществляют 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 в изолируемой зоне скважины.
11
Компьютерным моделированием определяют объем V раствора пенообразователя, нагнетаемого на первом этапе в скв. №1 для заполнения межскважинного расстояния до появления контура меченого раствора в разгрузочной скважине №2.
31
Таким же образом, компьютерным моделированием определяют объем V раствора, необходимого для заполнения на первом этапе межскважинного расстояния №3 и №2 до расчетного появления меченого раствора в разгрузочной скважине №2.
11
Приготавливают расчетной концентрации раствор пенообразователя в объеме 0,5-0,55 V и маркируют его маркером №1, после чего закачивают в нагнетательную скважину №1 и подключают под закачку меченого газа (например, отработанного газа).
31
Приготавливают расчетной концентрации раствор пенообразователя в объеме 0,5-0,55 V и маркируют его маркером №3, закачивают в нагнетательную скважину №3 и подключают под закачку меченого газа (например, смеси природного и отработанного газа или инертного и отработанного газа).
В случае большего числа скважин поступают аналогично.
Поскольку создание экрана проводится через все скважины, то для оптимизации процесса дебит разгрузочной скважины должен превышать суммарный расход нагнетательных скважин.
22
После появления в разгрузочных скважинах меченых газов из скважин №1 и №3 разгрузочная скважина №2 переводится под закачку раствора пенообразователя в расчетном объеме V, обеспечивающем при последующей закачке газа образование перешейка, не менее расчетной ширины экрана.
Таким образом, для создания экрана между скважинами нет необходимости вести закачку раствора в нагнетательную скважину до появления его маркера в разгрузочной скважине, как указано в прототипе (РФ №2375281, 2008), так как это представляет собой нерациональное расходование раствора, энергии на его закачку и откачку пластовой жидкости и ее утилизацию, а достаточно закачать в нагнетательную скважину раствор объемом 0,5-0,55 от объема создаваемого экрана, а затем подключить нагнетательную скважину под закачку газа и ждать появление газа в разгрузочной скважине.
Для организации гарантированной сплошности экрана газ должен быть меченым в том смысле, что он должен отличаться от скважины к скважине, через которые создается экран. После появления в разгрузочной скважине двух маркеров газов, закачиваемых в нагнетательные скважины, в разгрузочную скважину начинается закачка раствора в расчетном объеме, обеспечивающем при последующей закачке газа образование перешейка, не менее расчетной ширины экрана. Объемы растворов определяются компьютерным моделированием.
Природный газ, используемый для создания экрана, остается в пласте и практически не может быть извлечен для использования; более того, экран один раз в несколько лет, а то и ежециклично, в зависимости от геологических особенностей водоносного пласта, подлежит восстановлению, т.к. из-за сорбционных и конвективно-диффузионных явлений подвергается деструкции, поэтому замена дорогостоящего природного газа является экономически актуальной.
В качестве газа для пенообразования используют отработавшие газы компрессорных станций самого ПХГ, негорючие газы и инертные газы.
Отработавшие газы должны быть собраны, очищены стандартным способом и поданы в дожимной компрессор, после которого обычным способом могут быть закачаны этим же компрессором в скважины, участвующие в создании экрана.
Достигаемый при этом экономический результат заключается в снижении расходов на материалы (ПАВ, растворитель, природный газ) и энергию на откачку пластовой воды и на закачку раствора, повышении надежности и эффективности создания малопроницаемого экрана и улучшения экологической обстановки района расположения ПХГ за счет утилизации отработавших газов и снижения объема откачиваемой высокоминерализованной пластовой воды, подлежащей утилизации. В монографии [Каримов М.Ф. Эксплуатация подземных хранилищ газа, М., Недра, 1981, стр.41, таблица 3.3] приведены интересующие нас сведения по ряду газоперекачивающих агрегатов, устанавливаемых на компрессорных станциях подземных хранилищ газа (таблица 1).
Таблица 1
Количество и температура отработанных газов газомотокомпрессоров, устанавливаемых на ПХГ
Показатель
ГТ-750-4
ГТ-750-5
ГТК-5
ГТ-750-6
ГТК-10
ГТК-6-750
ГТН-9-750
ГТК-16
Количество
выхлопных газов, кг/с
43,3
45,2
45,2
54
86
47,6
82
110
Количество выхлопных
газов, млн.м<sup>3</sup>/сутки
5,8
3,9
3,9
7,2
11,49
9,93
17,97
24,192
Температура
выхлопных газов, °C
260
270
270
275
268
270
270
450
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):
ж
f(s, C)=0, при: 0,8<C≤1;
г
f(s, C)=0, при: 0<s≤0,1;
1,5
a=3,5+12 ln[1+(100C)].
где:
s - газонасыщенность пористой среды, безразмерная величина;
С - концентрация пенообразующего ПАВ, % масс.;
ж
f - относительная фазовая проницаемость пористой среды по жидкости, безразмерная величина;
г
f - 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% масс. Предпочтительно, в синергетической композиции используют указанные ПАВ (ОП-10: ССБ) в соотношениях от 0,6:1% масс. до 1:1, % масс. 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 не менее 0,8%-1,0% масс.
Для обеспечения устойчивой ширины экрана количество закачиваемого газа для ценообразования в разгрузочную скважину в пластовых условиях предпочтительно составляет от 2 до 4 объемов используемого объема пенообразователя.
Определение концентрации ПАВ в растворе пенообразователя, необходимого для создания эффективного экрана, производят с учетом химического состава пластовой воды, сорбционных свойств пористой среды и ПАВ (таблица 2).
Экспериментальные значения фронтовой газонасыщенности и значения фронтовой газонасыщенности при замещении в пористой среде растворов ПАВ газом, рассчитанные с использованием формул (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% масс.; М=15% - замещение газом растворов ПАВ в пластовой воде хлоркальциевого типа с минерализацией 15% масс.
Таблица 2
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*, % масс.
Замещение газом раствора ПАВ в пластовой воде хлоркальциевого типа с минерализацией М=15%
Критическая концентрация, С* % масс.
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 EO
0,3
Prevotsell EO
0,5
Prevotsell FO
0,3
Prevotsell FO
0,5
Prevotsell FPS
0,3
Prevotsell FPS
0,5
ССБ
1,0
ССБ
2,5
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.
г
Ширина экрана, т.е. необходимый поперечный размер l, для надежной изоляции газового объема, определяют из выражения:
1
2
г
г
2
где P и P - значение давления на границах экрана, МПа; k - коэффициент фазовой газопроницаемости, м; m - пористость; µ - вязкость газа в пластовых условиях, мПа*с; θ - необходимое время экранирования объема газа, с.
в
Для частиц воды, фильтрующейся через экран в газоносную зону, необходимую ширину экрана l определяют из выражения:
в
2
здесь k - коэффициент фазовой газопроницаемость для воды, м;
в
µ - вязкость воды в пластовых условиях, мПа*с; θ - необходимое время экранирования пластовой воды, с.
Из формул видно, что ширина экрана зависит от параметров пласта - проницаемости k и пористости m.
По этим формулам, задавая необходимое время экранирования газового объема или вторгающейся пластовой воды, определяют ширину экрана.
2
Расчеты, выполненные с использованием основных промысловых характеристик подземных хранилищ ОАО «Газпром», показывают, что максимальное значение ширины экрана при проницаемости пласта 0,65 мкм 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 количества скважин зависит от размеров изолируемой зоны, конфигурации экрана и геологических условий расположения ПХГ. Общая продолжительность процесса создания экрана через группу скважин определяется временем закачки раствора композиции ПАВ в скважины до слияния их контуров в пласте с образованием проектной конфигурации экрана и закачки газа, вспенивающего закачанный раствор до образования устойчивого экрана.
1
При прямолинейном расположении скважин, время закачки раствора T 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:
при этом
где:
L - длина экрана, м;
z - расстояние между скважинами в цепочке;
n - число скважин в цепочке;
3
Q - расход нагнетательных скважин, м/сут;
m - пористость, доли;
h - толщина пласта, м,
разг
зак
S - безразмерный внешний радиус экрана, зависящий от отношения расхода нагнетательных скважин к дебиту разгрузочных, N=Q/ΣQ, определяется по формуле:
S=0,5609-0,2032ln(N);
где:
2
σ - коэффициент Викке, б/р.
Коэффициент Викке определяется выражением
где:
max
С, a - соответственно, начальная концентрация и максимальная адсорбция ПАВ на поверхности породы. В таблице 3 приведены значения коэффициента Викке для растворов оксиэтилированных алкилфенолов в пластах различной пористости, обеспечивающих устойчивый малопроницаемый экран.
раз
зак
d - коэффициент интерференции, зависящий от отношения расхода нагнетательных скважин к дебиту разгрузочных, N=Q/ΣQ, определяется по формуле:
-0,7256
d=0,2048N.
Объем пенообразующего раствора из синергетической композиции ПАВ определяют в зависимости от числа скважин, расхода нагнетательных скважин (темпа закачки) и времени создания экрана.
В известном изобретении патент РФ №2375281 рассмотрен аналитический способ определения параметров экрана и процесса его создания, что возможно лишь при прямолинейном расположении цепочки скважин. В общем случае определение параметров создания экрана производят численным интегрированием системы дифференциальных уравнений (8):
Таблица 3
Значения коэффициента Викке σ<sup>2</sup> для растворов оксиэтилированных алкилфенолов в пластах различной пористости
ОП10 СРХК, Синтерол АФМ-12
С, % масс.
0.5
0.6
0.7
0.8
0.9
1
пористая среда
m=0.15
0.53
0.58
0.61
0.64
0.67
0.69
m=0.20
0.62
0.66
0.69
0.72
0.74
0.76
m=0.25
0.68
0.72
0.75
0.77
0.79
0.81
Prevotsell WOF-100
С, % масс.
0.5
0.6
0.7
0.8
0.9
1
пористая среда
m=0.15
0.29
0.32
0.35
0.38
0.40
0.43
m=0.20
0.36
0.40
0.43
0.46
0.49
0.52
m=0.25
0.43
0.47
0.50
0.53
0.56
0.59
Prevotsell WON
С, % масс.
0.5
0.6
0.7
0.8
0.9
1
пористая среда
m=0.15
0.23
0.26
0.29
0.32
0.35
0.37
m=0.20
0.29
0.33
0.37
0.40
0.43
0.46
m=0.25
0.36
0.40
0.44
0.47
0.50
0.53
i
Q=k Δp - определяется по результатам испытаний скважин.
3
Здесь: k - коэффициент продуктивности пласта, м/сут/МПа;
Δp - репрессия на пласт, МПа;
x
y
ν, ν - проекции скорости частицы раствора на координатные оси x и y;
x, y - координата контура распространения активного компонента раствора;
i
i
a, в - координаты i-той скважины;
2
σ - коэффициент Викке, б/р.
1
2
разг
зак
разг
зак
Для определения объемов V и V в зависимости от изменения N=Q/ΣQ, 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). При компьютерном моделировании процесса создания экрана визуализация решения системы позволяет рассмотреть различные варианты соотношений дебитов разгрузочных и расходов нагнетательных скважин, которые приведены в таблицах 4 и 5. Однако следует иметь ввиду, что реализация N=Q/Q зависит от возможности использования имеющейся техники - погружных и поверхностных ЭЦН и УЭЦПК.
Таблица 4
Соотношение объемов V<sub>1</sub> и V<sub>2</sub> в зависимости от N=Q<sub>разг</sub>/ΣQ<sub>зак</sub>, при ширине экрана 10 м
l=10 м
Q<sub>разгр</sub>/Q<sub>зак</sub>
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
V<sub>1</sub>%
97,8
95,6
93,3
89,2
85,9
83,9
80,2
77,7
75,8
71,7
V<sub>2</sub>%
2,2
4,4
6,7
10,8
14,1
16,1
19,8
22,3
24,2
28,3
Таблица 5
Соотношение объемов V<sub>1</sub> и V<sub>2</sub> в зависимости от N=Q<sub>paзг</sub>/ΣQ<sub>зак</sub> при ширине экрана 20 м
l=20 м
Q<sub>разгр</sub>/Q<sub>зак</sub>
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
V<sub>1</sub>%
93,1
88,8
82,9
77,7
71,8
67,3
62,4
58,9
56,0
52,1
V<sub>2</sub>%
6,9
12,0
17,1
22,3
28,2
32,7
37,6
41,1
44,0
47,9
Массу композиции ПАВ, необходимую 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.
Для сравнения с результатами прототипа выбираем аналогичные исходные данные.
Протяженность криволинейной 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;
-12
2
Проницаемость k=0,65*10 м;
Пористость m=0,20;
Вязкость газа 0,014 мПа*с;
Вязкость пластовой воды 1,8 мПа*с.
1) По таблице (Каримов М.Ф. Эксплуатация подземных хранилищ газа, М., Недра, 1981) выбирают основной пенообразующий ПАВ ОП-10 СНХК 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% масс.) s=0,7.
3) По формулам (1) и (2) определяют относительные проницаемости для газа и жидкости при
*
*
-12
2
-12
2
г
ж
г
ж
s=0,7: k =0,0001, k =0,003, следовательно, k=0,0001*0,65*10 м, а k=0,003*0,65*10 м.
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):
.
1
2
г
г
2
где P и Р - значение давления на границах экрана, МПа; k - коэффициент фазовой газопроницаемости, м; m - пористость; µ - 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.
зак
paзгp
зак
разг
3
5) Оптимальным является нечетное число скважин и 2-этапное создание экрана, когда на первом этапе в нечетные (нагнетательные) скважины производят закачку с расходом Q, а из четных (разгрузочных) скважин производят откачку с дебитом Q>Q, где Q=k Δp определяется по результатам испытаний скважин. Здесь: k - коэффициент продуктивности пласта, м/сут/MПa; Δp - депрессия на пласт, МПа.
6) Для сравнения с результатами, приведенными в прототипе, для данного примера число скважин принимают равным 3. Используют имеющиеся скважины, схема расположения которых показана на фиг.2.
7) Расчетное время подхода раствора в разгрузочную скважину определяют по визуализированному решению (фиг.2 и 3), а в случае прямолинейного экрана - по формуле (5). Это время сверяют со временем фактического поступления маркеров из скв. №1 и №3 и проводят уточнение параметров пласта.
11
31
8) Расчетные объемы растворов V и V определяют по визуализированному решению (фиг.2 и 3), в случае прямолинейного экрана - по формуле (7).
22
9) Объем раствора V, 50% которого будет закачан на втором этапе в четную разгрузочную скважину №2 после появления в ней второго газового маркера, определяют по таблице 4 или 5 или компьютерным моделированием. Этот объем раствора, после закачки которого в скважину №2 закачивается отработанный газ, равный в пластовых условиях 2-3-м объемам закачанного раствора, обеспечивает минимально необходимую ширину экрана.
10) Результаты расчетов, выполненных по приведенным выше формулам, сведены в Таблицу 6.
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 нагнетательную скважину проводят закачку отработанного газа в объеме до появления его маркера в разгрузочной скважине.
экр
зак.раств
зак.г
13) Продолжительность полного цикла создания экрана включает время закачки раствора и время закачки газа: Т=Т+Т. Продолжительность каждой операции зависит от приемистости скважины при закачке раствора и при закачке газа.
Из приведенных в Таблице 6 данных следует, что при проведении способа согласно предлагаемому изобретению при обеспечении гарантированной сплошности экрана экономия на реагентах составляет в среднем 50%, соответственно энергии на закачку раствора, откачку и утилизацию пластовой воды, а на замене природного горючего газа на отработанный газ экономия составляет от 63 до 79 млн руб. и улучшается экологическая обстановка в районе расположения ПХГ.