RU2458838C1 - Method for creating underground gas storage in geological structures filled with gas - Google Patents
Method for creating underground gas storage in geological structures filled with gas Download PDFInfo
- Publication number
- RU2458838C1 RU2458838C1 RU2011111348/11A RU2011111348A RU2458838C1 RU 2458838 C1 RU2458838 C1 RU 2458838C1 RU 2011111348/11 A RU2011111348/11 A RU 2011111348/11A RU 2011111348 A RU2011111348 A RU 2011111348A RU 2458838 C1 RU2458838 C1 RU 2458838C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- geological structure
- geological
- hydrocarbon
- reservoir
- Prior art date
Links
Landscapes
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к области нефтегазовой промышленности и предназначено для создания подземных хранилищ газа (ПХГ) на базе месторождений неуглеводородных газов.The invention relates to the field of the oil and gas industry and is intended to create underground gas storages (UGS) based on non-hydrocarbon gas fields.
Известен способ создания подземного хранилища газа в истощенных газовых месторождениях, включающий бурение скважин, циклическую закачку газа в пласт-коллектор месторождения с постепенным повышением пластового давления до установленной величины максимального давления и оценку герметичности хранилища по техническому состоянию скважин, при этом для сокращения сроков создания хранилища путем закачки газа в пласт-коллектор повышенными темпами при одновременном увеличении активного объема оценку герметичности хранилища производят перед закачкой газа в пласт-коллектор путем закачки газа в вышележащий маломощный пласт до достижения максимального давления, а закачку газа в пласт-коллектор производят в течение одного сезона до максимального давления, достигнутого в маломощном пласте.There is a method of creating an underground gas storage in depleted gas fields, including drilling wells, cyclic injection of gas into the reservoir of the field with a gradual increase in reservoir pressure to a set maximum pressure and assessing the tightness of the storage by the technical condition of the wells, while reducing the time for creating the storage by gas injection into the reservoir reservoir at an accelerated rate while increasing the active volume, the storage tightness is assessed by gas injection units into the reservoir through the gas injection into the overlying layer of low power up to the maximum pressure, and injecting the gas in the reservoir is produced in one season to the maximum pressure achieved in thin layers.
Основным недостатком известного способа является то, что истощенные газовые месторождения находятся, как правило, далеко от потребителя газа, кроме того, создаваемый буферный объем газа из смеси закачиваемого и остаточного пластового становится законсервированным на все время существования ПХГ, а максимально допустимое давление в геологической структуре истощенного газового месторождения не может быть выше начального пластового давления, которое считается максимально допустимым давлением для покрышки месторождения, поэтому объем хранимого газа в создаваемом ПХГ ограничен (Авторское свидетельство РФ №1475097, кл. B65G 5/80, 1987).The main disadvantage of this method is that the depleted gas fields are, as a rule, far from the gas consumer, in addition, the created buffer volume of gas from the mixture of injected and residual formation becomes preserved for the entire lifetime of the UGS facility, and the maximum allowable pressure in the geological structure of the depleted gas field cannot be higher than the initial reservoir pressure, which is considered the maximum allowable pressure for the field’s tire, therefore the volume the vulnerable gas in the generated PHG limited (Author's Certificate of the Russian Federation №1475097, cl. B65G 5/80, 1987).
Технической задачей предлагаемого изобретения является снижение затрат природного газа на образование буферного объема газа и создание в ПХГ высоких уровней технологических давлений.The technical task of the invention is to reduce the cost of natural gas for the formation of a buffer volume of gas and the creation of high levels of process pressures in underground gas storage facilities.
Поставленная техническая задача решается за счет того, что в способе создания подземного хранилища газа в геологических структурах, заполненных газом, включающем сооружение эксплуатационных скважин со вскрытием пластов-коллекторов геологической структуры, оценку максимально допустимого давления в геологической структуре, закачку в пласты-коллекторы геологической структуры газа до установленной величины максимального давления с созданием буферного и активного объемов газа, при создании подземного хранилища газа в геологических структурах, заполненных неуглеводородным газом, максимально допустимое давление в структуре определяют по литолого-физическим характеристикам горных пород покрышки геологической структуры, буферный объем газа создают преимущественно из пластового неуглеводородного газа, закачку и последующий отбор газа производят в верхней части структуры, причем отбор газа осуществляют после выдержки времени расслоения смеси закачиваемого газа и пластового неуглеводородного газа до появления последнего в эксплуатационных скважинах.The stated technical problem is solved due to the fact that in the method of creating an underground gas storage in geological structures filled with gas, including the construction of production wells with opening reservoirs of the geological structure, the assessment of the maximum allowable pressure in the geological structure, injection into the reservoirs of the geological structure of gas to the set maximum pressure with the creation of a buffer and active gas volumes, when creating an underground gas storage in geological fields in the structures filled with non-hydrocarbon gas, the maximum allowable pressure in the structure is determined by the lithological and physical characteristics of the rocks of the tire of the geological structure, the buffer volume of gas is created mainly from the reservoir non-hydrocarbon gas, the gas is injected and then taken in the upper part of the structure, and gas is taken after exposure the time of separation of the mixture of injected gas and reservoir non-hydrocarbon gas before the latter appears in production wells.
Сущность изобретения заключается в следующем.The invention consists in the following.
В природе известны геологические структуры, заполненные смесью неуглеводородных газов или с преимущественным содержанием одних, например диоксида углерода, азота. Неуглеводородные газы отличаются от природного газа (метана), подземные хранилища которых создают значительно большими плотностями, сжимаемостями, поэтому при закачке газа в такие структуры в процессе создания ПХГ изначально можно предполагать высокие скорости расслоения названных газов, возможность экономии закачиваемого газа на создание в геологической структуре буферного его объема за счет уже имеющихся запасов неуглеводородного газа и высокие уровни технологического давления в ПХГ за счет высокой сжимаемости неуглеводородных газов.In nature, geological structures are known that are filled with a mixture of non-hydrocarbon gases or with a predominant content of some, for example, carbon dioxide, nitrogen. Non-hydrocarbon gases differ from natural gas (methane), whose underground storages create significantly higher densities, compressibility, so when gas is injected into such structures during the creation of underground gas storage, it is initially possible to assume high separation rates of these gases, the possibility of saving the injected gas by creating a buffer in the geological structure its volume due to the existing reserves of non-hydrocarbon gas and high levels of technological pressure in the underground gas storage due to the high compressibility of non-hydrocarbon scratch.
При создании ПХГ в геологических структурах, в пластах-коллекторах которых находится неуглеводородный газ (диоксид углерода, азот), сооружают необходимое количество эксплуатационных скважин с равномерным охватом всей площади структуры. Фильтровую часть забоев скважин создают преимущественно в верхней части пластов-коллекторов геологической структуры. По литолого-физическим свойствам горных пород покрышки геологической структуры определяют ее герметизирующие свойства, то есть максимальное давление, которое может быть создано в геологической структуре. Далее организуют пробную закачку газа в геологическую структуру с контролем герметичности покрышки залежи, замером объема закачиваемого газа, давления в залежи и других параметров, аналогично созданию ПХГ в геологических структурах истощенных газовых месторождений. По мере закачки газ оттесняет неуглеводородный газ вниз, между залегающим в пластовых условиях неуглеводородным газом и закачиваемым газом образуется смесь этих газов, представляющая собой переходную зону с содержанием пластового неуглеводородного газа в поровом пространстве от 100% в нижней части до 0 % в верхней и с соответствующим содержанием закачиваемого газа от 0% до 100%.When creating UGS facilities in geological structures, in the reservoirs of which there is non-hydrocarbon gas (carbon dioxide, nitrogen), the required number of production wells are built with uniform coverage of the entire area of the structure. The filter part of the bottom of the wells is created mainly in the upper part of reservoirs of the geological structure. According to the lithological and physical properties of rocks, tires of a geological structure determine its sealing properties, that is, the maximum pressure that can be created in the geological structure. Next, they organize a test injection of gas into the geological structure with control of the tightness of the tire cover of the reservoir, measuring the volume of injected gas, pressure in the reservoir and other parameters, similar to the creation of underground gas storage in the geological structures of depleted gas fields. As the gas is injected, the gas is pushed down the non-hydrocarbon gas, a mixture of these gases is formed between the non-hydrocarbon gas lying in the reservoir conditions and the injected gas, which is a transition zone with the content of the reservoir non-hydrocarbon gas in the pore space from 100% in the lower part to 0% in the upper part and with the corresponding the content of injected gas from 0% to 100%.
При остановке закачки газа по мере достижения пластового давления допустимой величины для покрышки залежи данной геологической структуры происходит расслоение смеси неуглеводородного газа и закачиваемого газа в переходной зоне за счет гравитационных сил, поскольку указанные газы имеют значительную разницу плотностей. Так, например, при давлении 12 МПа плотность диоксида углерода составляет 370 кг/м3, а метана - 75 кг/см3. Отбор газа из ПХГ осуществляют после выдержки времени расслоения зоны смеси закачиваемого газа и пластового неуглеводородного газа и до момента появления в добывающих скважинах пластового неуглеводородного газа, поэтому в залежи остается часть закачанного газа, находящаяся в купольной части залежи до нижних отметок фильтра эксплуатационных скважин.When gas injection is stopped as the reservoir pressure reaches the permissible value for the reservoir cover of a given geological structure, the mixture of non-hydrocarbon gas and injected gas is stratified in the transition zone due to gravitational forces, since these gases have a significant difference in densities. So, for example, at a pressure of 12 MPa, the density of carbon dioxide is 370 kg / m 3 and methane - 75 kg / cm 3 . Gas is taken from the UGSF after holding the time of separation of the zone of the mixture of injected gas and reservoir non-hydrocarbon gas and until the formation of reservoir non-hydrocarbon gas appears in the producing wells; therefore, a portion of the injected gas remains in the reservoir located in the domed part of the reservoir to the lower marks of the production wells filter.
При повторных закачках газа в ПХГ и отборах его потребителю процессы, описанные выше, повторяются. При этом, по сравнению с созданием ПХГ в истощенных газовых месторождениях, объем газа, расходуемый для образования буферного объема газа, необходим в меньших объемах, поскольку в данном случае буферный газ состоит преимущественно из пластового неуглеводородного газа. Кроме того, наличие в геологической структуре неуглеводородного газа, например диоксида углерода, позволяет поддерживать в ПХГ пластовые давления на более высоких технологических уровнях, поскольку вся толща диоксида углерода является дополнительным буфером для искусственной залежи газа, и диоксид углерода имеет более высокую сжимаемость, чем метан. Так, например, при увеличении давления с 9 МПа до 13 МПа плотность диоксида углерода увеличивается с 215 кг/м3 до 430 кг/м3 (в 2 раза), а метана - с 55 кг/м3 до 80 кг/м3 (в 1,45 раз).When re-injecting gas into the underground gas storage facility and taking it to the consumer, the processes described above are repeated. Moreover, in comparison with the creation of underground gas storage in depleted gas fields, the volume of gas consumed to form a buffer volume of gas is needed in smaller volumes, since in this case the buffer gas consists mainly of formation non-hydrocarbon gas. In addition, the presence of a non-hydrocarbon gas, such as carbon dioxide, in the geological structure allows the reservoir pressures to be maintained in UGS at higher technological levels, since the entire thickness of carbon dioxide is an additional buffer for artificial gas deposits, and carbon dioxide has a higher compressibility than methane. So, for example, when the pressure increases from 9 MPa to 13 MPa, the density of carbon dioxide increases from 215 kg / m 3 to 430 kg / m 3 (2 times), and methane - from 55 kg / m 3 to 80 kg / m 3 (1.45 times).
Формирование ПХГ считается законченным, если в залежи при цикле закачки газа создается максимально допустимое пластовое давление и выравниваются объемы закачиваемого и отбираемого газа при всем цикле эксплуатации ПХГ.UGS formation is considered completed if the maximum permissible reservoir pressure is created in the reservoir during the gas injection cycle and the volumes of injected and withdrawn gas are equalized during the entire UGS operation cycle.
Пример реализации способаAn example implementation of the method
Имеется геологическая структура (антиклинальная складка) с радиусом кривизны поверхности покрышки R=3000 м на глубине 900 м, поровое пространство коллекторов (песчаников) которой занято диоксидом углерода (CO2). Начальное пластовое давление в залежи на уровне покрышки составляет Рн=11 МПа, пластовая температура - Т=340°С. Объем диоксида углерода в залежи составляет 10 млрд.м3, начальная толщина залежи диоксида углерода - 100 м. Вертикальная проницаемость коллекторов залежи - KB=15×10-15 м2. Анализ литолого-физических данных горных пород покрышки залежи (состав горных пород, их толщины) показал, что она состоит преимущественно из глин мощностью 12 м. Толщина залежи диоксида углерода (расстояние от покрышки до нижних отметок фильтра), вскрываемая эксплуатационными скважинами, составляет 10 м.There is a geological structure (anticlinal fold) with a radius of curvature of the tire surface R = 3000 m at a depth of 900 m, the pore space of the reservoirs (sandstones) of which is occupied by carbon dioxide (CO 2 ). The initial reservoir pressure in the reservoir at the tire level is P n = 11 MPa, reservoir temperature - T = 340 ° C. The volume of carbon dioxide in the reservoir is 10 billion m 3 , the initial thickness of the carbon dioxide reservoir is 100 m. The vertical permeability of reservoir reservoirs is K B = 15 × 10 -15 m 2 . The analysis of the lithological and physical data of the rock cover of the deposit (rock composition, thickness) showed that it mainly consists of clay with a thickness of 12 m. The thickness of the carbon dioxide deposit (the distance from the tire to the lower marks of the filter), opened by production wells, is 10 m .
Герметичность покрышки оцениваем по возможности исключения образования вертикальных трещин по известной зависимости Ю.П.Желтова (см. А.С.Гарайшин. Обоснование максимально допустимых давлений при проектировании и эксплуатации ПХГ. М.: ВНИИГАЗ, Сб. научн. тр. «Подземное хранение газа. Проблемы и перспективы». 2003. С.180-183):We evaluate the tightness of the tire as far as possible eliminating the formation of vertical cracks according to the well-known dependence of Yu.P. Zheltov (see A. Garaishin. Justification of the maximum allowable pressures for the design and operation of underground gas storage facilities. M .: VNIIGAZ, collection of scientific papers “Underground storage” gas. Problems and prospects. "2003. S.180-183):
где ΔР - допустимое превышение начального пластового давления в геологической структуре, МПа; Рб п - боковое горное давление для покрышки, МПа; Рб к - боковое горное давление для коллектора геологической структуры, МПа; hк, hп - толщина коллектора и покрышки, соответственно, м; Рб п=0,6 Pгор, Рб к=0,4(Ргор-Рн), Ргор=γН - горное давление, МПа; γ - плотность горных пород, т/м3; Н - глубина залегания геологической структуры, м.where ΔР is the permissible excess of the initial reservoir pressure in the geological structure, MPa; R b p - lateral rock pressure for tires, MPa; R b to - lateral rock pressure for the reservoir of the geological structure, MPa; h to , h p - the thickness of the collector and tires, respectively, m; P b p = 0.6 P mountains , P b k = 0.4 (P mountains -P n ), P mountains = γH - rock pressure, MPa; γ is the density of rocks, t / m 3 ; N - the depth of the geological structure, m
После подставки в данную формулу вышеприведенных величин, и принимая γ=2,6 т/м3, получаем ΔР=8,6 МПа. Таким образом, максимальное допустимое давление в геологической структуре может составлять 19,6 МПа. Считаем данное давление как максимально допустимое давление на забое скважин при закачке газа. Принимая репрессию на пласт 2 МПа, получаем максимально допустимое пластовое давление в нашей геологической структуре - 17,6 МПа, в результате относительное превышение начального пластового давления будет составлять 0,6.After substituting the above values into this formula, and assuming γ = 2.6 t / m 3 , we obtain ΔР = 8.6 MPa. Thus, the maximum allowable pressure in the geological structure can be 19.6 MPa. We consider this pressure as the maximum allowable pressure at the bottom of the wells when injecting gas. Accepting repression on the reservoir of 2 MPa, we obtain the maximum allowable reservoir pressure in our geological structure - 17.6 MPa, as a result, the relative excess of the initial reservoir pressure will be 0.6.
Определяем объем метана (VCH4), который можно закачать в указанную геологическую структуру с диоксидом углерода с превышением начального давления на 0,6:We determine the volume of methane (V CH4 ), which can be pumped into the specified geological structure with carbon dioxide with an excess of the initial pressure of 0.6:
VCH4=(MCH4·ZCH4·ρСO2)a·VCO2/(MCO2·ZCO2·ρСН4)=5,4 млрд.м3,V CH4 = (M CH4 · Z CH4 · ρ СО2 ) a · V CO2 / (M CO2 · Z CO2 · ρ СН4 ) = 5.4 billion m 3 ,
где MCH4 и MCO2 - молекулярный вес метана (MCH4=1 6 г/моль) и диоксида углерода (MCO2=44 г/моль), соответственно; ZCH4 и ZCO2 - коэффициент сверхсжимаемости метана (0,88) и диоксида углерода (0.79) для пластовых условий; ρCH4 и ρCO2 - плотность метана (ρCH4=0.71 кг/м3) и диоксида углерода (ρCO2=1.97 кг/м3) при стандартных условиях; а - допустимое относительное превышение начального давления - 0,6where M CH4 and M CO2 are the molecular weights of methane (M CH4 = 1 6 g / mol) and carbon dioxide (M CO2 = 44 g / mol), respectively; Z CH4 and Z CO2 - supercompressibility coefficient of methane (0.88) and carbon dioxide (0.79) for reservoir conditions; ρ CH4 and ρ CO2 are the densities of methane (ρ CH4 = 0.71 kg / m 3 ) and carbon dioxide (ρ CO2 = 1.97 kg / m 3 ) under standard conditions; a - permissible relative excess of the initial pressure - 0.6
Толщина переходной зоны (зоны смеси метана и диоксида углерода) после закачки рассчитанного объема метана, определенная численным методом, составила hсм=73,1 м, а толщина зоны, занятой метаном после расслоения смеси метана и диоксида углерода в переходной зоне - hCH4=62,0 м.The thickness of the transition zone (zone of the mixture of methane and carbon dioxide) after injection of the calculated volume of methane, determined by the numerical method, was h cm = 73.1 m, and the thickness of the zone occupied by methane after the separation of the mixture of methane and carbon dioxide in the transition zone was h CH4 = 62.0 m.
Объем метана, который можно отобрать из созданной залежи за счет вытеснения его диоксидом углерода до момента появления в добываемом газе следов диоксида углерода из нижних отверстий фильтра эксплуатационных скважин (в геологической структуре остается газ в диапазоне от покрышки до нижних дыр фильтра эксплуатационных скважин - 10 м), составляет 4,4 млрд.м3, а пластовое давление после отбора указанного объема газа - 12,2 МПа.The volume of methane that can be taken from the created deposit by displacing it with carbon dioxide until traces of carbon dioxide appear in the produced gas from the lower holes of the production wells filter (in the geological structure there is gas in the range from the tire to the lower holes of the production wells filter - 10 m) , is 4.4 billion m 3 , and the reservoir pressure after sampling the indicated gas volume is 12.2 MPa.
Время расслоения смеси метана и диоксида углерода для принятой вертикальной проницаемости KB=15×10-15 м2 и вязкостей указанных газов в пластовых условиях µCH4=0,017 мПа·с и µCO2=0,048 мПа·с с учетом гравитационных сил составляет 8 дней. Время между циклами закачки и отбора газа на реальных ПХГ обычно значительно превосходит этот срок.The time of separation of the mixture of methane and carbon dioxide for the accepted vertical permeability K B = 15 × 10 -15 m 2 and the viscosities of these gases in reservoir conditions μ CH4 = 0.017 MPa · s and μ CO2 = 0.048 MPa · s, taking into account gravitational forces, is 8 days . The time between gas injection and gas extraction cycles at real underground gas storage facilities usually significantly exceeds this period.
Таким образом, для принятой залежи диоксида углерода в геологической структуре максимальный объем закачиваемого газа составил 5,4 млрд.м3, при этом объем активного газа составил 4,4 млрд.м3, а объем газа в буфере - 1 млрд.м3 - 18% от начального объема закачанного газа. Поскольку время расслоения газов мало, можно говорить о том, что ПХГ в залежи диоксида углерода в нашем примере создается за один цикл с активным объемом хранения (закачки и отбора) газа 4,4 млрд.м3.Thus, for the accepted carbon dioxide deposit in the geological structure, the maximum volume of injected gas was 5.4 billion m 3 , while the volume of active gas was 4.4 billion m 3 and the volume of gas in the buffer was 1 billion m 3 - 18% of the initial volume of injected gas. Since the time of gas separation is short, we can say that UGS in the carbon dioxide deposits in our example is created in one cycle with an active storage volume (injection and extraction) of gas of 4.4 billion m 3 .
При использовании описываемого способа создается ПХГ за короткие сроки с высокими технологическими пластовыми давлениями с незначительными объемами закачиваемого газа для создания его буферного объема.Using the described method, UGS is created in a short time with high technological reservoir pressures with insignificant volumes of injected gas to create its buffer volume.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011111348/11A RU2458838C1 (en) | 2011-03-28 | 2011-03-28 | Method for creating underground gas storage in geological structures filled with gas |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011111348/11A RU2458838C1 (en) | 2011-03-28 | 2011-03-28 | Method for creating underground gas storage in geological structures filled with gas |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2458838C1 true RU2458838C1 (en) | 2012-08-20 |
Family
ID=46936593
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2011111348/11A RU2458838C1 (en) | 2011-03-28 | 2011-03-28 | Method for creating underground gas storage in geological structures filled with gas |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2458838C1 (en) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2526434C1 (en) * | 2013-04-23 | 2014-08-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий-Газпром ВНИИГАЗ" | Determination of underground gas store tightness |
| RU2540716C1 (en) * | 2013-09-10 | 2015-02-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий-Газпром ВНИИГАЗ" | Leak-tightness determination method for underground gas storage facilities with water drive operation mode |
| WO2019117753A1 (en) | 2017-12-13 | 2019-06-20 | Publichnoe Aktsionernoe Obschestvo "Gazprom " | Method for creating and operating an underground gas storage facility in a water-bearing geologic structure |
Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU398803A1 (en) * | 1971-06-02 | 1973-09-27 | Ф. А. Требин, А. М. Байков , Н. М. Байков Ордена Ленина производственное объединение БАШНЕФТЬ | GAS STORAGE METHOD FOR UNDERGROUND STORAGE |
| SU1041438A1 (en) * | 1981-03-09 | 1983-09-15 | Всесоюзный научно-исследовательский институт природных газов | Method for forming underground gas-holding storage in water-bearing bed |
| SU1459974A1 (en) * | 1987-04-21 | 1989-02-23 | Украинский Научно-Исследовательский Геологоразведочный Институт | Method of determining maximum tolerance pressure of injecting gas into underground storage |
| SU1512874A1 (en) * | 1987-12-28 | 1989-10-07 | Всесоюзный Научно-Исследовательский И Проектный Институт По Подготовке К@ Транспортировке И Переработке Природного Газа | Method of operation of underground gas storage in multilayer nonuniform collectors |
| SU1475097A1 (en) * | 1987-03-23 | 1994-03-15 | Всесоюзный научно-исследовательский институт природных газов | Method for providing underground storage in depletion bedded deposits |
| SU1427757A1 (en) * | 1986-04-16 | 1995-11-10 | Украинский научно-исследовательский институт природных газов | Method of building and operation of multiple-zone subsurface gas storages |
| SU1466159A1 (en) * | 1987-04-27 | 1995-11-20 | Украинский научно-исследовательский институт природных газов | Method of creating underground gas storage |
| RU2085457C1 (en) * | 1995-01-11 | 1997-07-27 | Всероссийский научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий | Method of making underground storage in water bearing bed of nonhomogeneous lithologic structure |
-
2011
- 2011-03-28 RU RU2011111348/11A patent/RU2458838C1/en active IP Right Revival
Patent Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU398803A1 (en) * | 1971-06-02 | 1973-09-27 | Ф. А. Требин, А. М. Байков , Н. М. Байков Ордена Ленина производственное объединение БАШНЕФТЬ | GAS STORAGE METHOD FOR UNDERGROUND STORAGE |
| SU1041438A1 (en) * | 1981-03-09 | 1983-09-15 | Всесоюзный научно-исследовательский институт природных газов | Method for forming underground gas-holding storage in water-bearing bed |
| SU1427757A1 (en) * | 1986-04-16 | 1995-11-10 | Украинский научно-исследовательский институт природных газов | Method of building and operation of multiple-zone subsurface gas storages |
| SU1475097A1 (en) * | 1987-03-23 | 1994-03-15 | Всесоюзный научно-исследовательский институт природных газов | Method for providing underground storage in depletion bedded deposits |
| SU1459974A1 (en) * | 1987-04-21 | 1989-02-23 | Украинский Научно-Исследовательский Геологоразведочный Институт | Method of determining maximum tolerance pressure of injecting gas into underground storage |
| SU1466159A1 (en) * | 1987-04-27 | 1995-11-20 | Украинский научно-исследовательский институт природных газов | Method of creating underground gas storage |
| SU1512874A1 (en) * | 1987-12-28 | 1989-10-07 | Всесоюзный Научно-Исследовательский И Проектный Институт По Подготовке К@ Транспортировке И Переработке Природного Газа | Method of operation of underground gas storage in multilayer nonuniform collectors |
| RU2085457C1 (en) * | 1995-01-11 | 1997-07-27 | Всероссийский научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий | Method of making underground storage in water bearing bed of nonhomogeneous lithologic structure |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2526434C1 (en) * | 2013-04-23 | 2014-08-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий-Газпром ВНИИГАЗ" | Determination of underground gas store tightness |
| RU2540716C1 (en) * | 2013-09-10 | 2015-02-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий-Газпром ВНИИГАЗ" | Leak-tightness determination method for underground gas storage facilities with water drive operation mode |
| WO2019117753A1 (en) | 2017-12-13 | 2019-06-20 | Publichnoe Aktsionernoe Obschestvo "Gazprom " | Method for creating and operating an underground gas storage facility in a water-bearing geologic structure |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Pang et al. | Petroleum geology features and research developments of hydrocarbon accumulation in deep petroliferous basins | |
| Sulak et al. | Reservoir aspects of Ekofisk subsidence | |
| Hua et al. | Accumulation conditions and exploration and development of tight gas in the Upper Paleozoic of the Ordos Basin | |
| Ma et al. | Study of cyclic CO2 injection for low-pressure light oil recovery under reservoir conditions | |
| Luboń et al. | The influence of the first filling period length and reservoir level depth on the operation of underground hydrogen storage in a deep aquifer | |
| Zhang et al. | Variation and mechanisms of clastic reservoir quality in the Paleogene Shahejie Formation of the Dongying Sag, Bohai Bay Basin, China | |
| Kaijun et al. | Three-dimensional physical modeling of waterflooding in metamorphic fractured reservoirs | |
| Hasbollah et al. | Assessment of geological CO2 storage potential in central Luconia province | |
| RU2458838C1 (en) | Method for creating underground gas storage in geological structures filled with gas | |
| Zhang et al. | Formation of hoodoo-upland on Ordovician karst slope and its significance in petroleum geology in Tahe area, Tarim Basin, NW China | |
| Cawley et al. | The NGCAS project—assessing the potential for EOR and CO 2 storage at the Forties Oilfield, Offshore UK | |
| Zhe et al. | Geological characteristics and exploration breakthroughs of coal rock gas in Carboniferous Benxi Formation, Ordos Basin, NW China | |
| Lindeberg et al. | EOR by miscible CO2 injection in the North Sea | |
| CN111764895B (en) | Logging evaluation method suitable for shale gas reservoir geological model | |
| RU2638053C2 (en) | Method of creation and operation of operational underground storage of natural gas enriched by helium | |
| Hajiabadi et al. | Geomechanical evaluation of a depleted chalk reservoir for CO2 storage | |
| Lee et al. | Regional CO 2 solubility trapping potential of a deep saline aquifer in Pohang basin, Korea | |
| CN110714742B (en) | Method for improving recovery ratio of bottom water condensate gas reservoir | |
| Gasumov et al. | Features of the underground storages construction in depleted oil and gas condensate fields | |
| Wu et al. | Simulation Study on the Migration Range of CO2 in the Offshore Saline Aquifer | |
| Li et al. | Characteristics and enrichment factors of supergiant Lower Cambrian Longwangmiao gas reservoir in Anyue gas field: The oldest and largest single monoblock gas reservoir in China | |
| CN110244357A (en) | A kind of structure destruction type Foregone pool sentences knowledge method | |
| Tian et al. | Potential evaluation of CO^ sub 2^ storage and enhanced oil recovery of tight oil reservoir in the Ordos Basin, China | |
| Qi et al. | Risk assessment of CO2 geological storage and the calculation of storage capacity | |
| Li et al. | Analysis and prediction of gas recovery from abandoned underground coal mines in China |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20180329 |
|
| PD4A | Correction of name of patent owner | ||
| NF4A | Reinstatement of patent |
Effective date: 20200910 |
|
| QB4A | Licence on use of patent |
Free format text: LICENCE FORMERLY AGREED ON 20201005 Effective date: 20201005 |
|
| RH4A | Copy of patent granted that was duplicated for the russian federation |
Effective date: 20210518 |