Способ заканчивания и эксплуатации скважины подземного хранилища газа
METHOD OF COMPLETING AND OPERATION OF WELL OF UNDERGROUND GAS STORAGES

Изобретение относится к газовой отрасли и может быть использовано при создании и эксплуатации подземных хранилищ газа (ПХГ), преимущественно в водоносных пластах, неоднородных по литологическому строению.
Известен способ заканчивания и эксплуатации скважины ПХГ в водоносном пласте неоднородного литологического строения, включающий бурение скважины до проектной глубины, спуск эксплуатационной колонны, цементирование эксплуатационной колонны, разобщение верхней и нижней частей продуктивного пласта в зоне слабопроницаемого пропластка заколонным пакером, спуск лифтовой колонны с межколонным пакером и циркуляционным клапаном, с расположением последнего ниже заколонного пакера, закачку газа в нижнюю часть продуктивного пласта по лифтовой колонне и отбор газа из верхней части продуктивного пласта. Заколонный пакер устанавливают на эксплуатационной колонне, которую спускают и цементируют по всей глубине скважины, перфорируют в обеих частях выше и ниже заколонного пакера. Циркуляционный клапан располагают выше межколонного пакера. При закачке и отборе осуществляют попеременно временную изоляцию верхнего и нижнего интервалов перфорации порциями надпакерной жидкости. Отбор газа осуществляют по межтрубному пространству (см. патент на изобретение RU 2533465, МПК B65G 5/00, опубл. 20.11.2014).
Недостатком упомянутого выше способа является низкая эффективность работы скважины ПХГ в водоносном пласте неоднородного литологического строения, так как скважину бурят до полного вскрытия продуктивного пласта, который загрязняется буровым раствором, предназначенным для удержания в устойчивом состоянии при бурении вышележащих горных пород. Разобщение верхней и нижней частей продуктивного пласта осуществляют заколонным пакером, которой упирается в неровную (кавернозную) стенку скважины в интервале залегания слабопроницаемого пропластка, представленного обычно глинистыми породами малой механической прочности. Это не позволяет надежно изолировать верхний и нижний участки продуктивного пласта, кроме того использование для временной изоляции верхней и нижней частей продуктивного пласта надпакерной жидкости не может быть надежной в связи с постоянными изменениями термобарических условий эксплуатации скважины ПХГ, и осложняется необходимостью непрерывного контроля и корректировки объема указанной жидкости. Остается не решенным вопрос очистки (декольматации) верхней и нижней частей продуктивного пласта по всей его толщине от надпакерной жидкости при смене режима эксплуатации. Перекрытие верхнего участка продуктивного пласта осуществляют перфорированной эксплуатационной колонной, что не предотвращает поступление в скважину мелкозернистого пластового песка. Осуществление отбора газа только по межтрубному пространству снижает производительность скважины и возможно в случаях отсутствия пескопроявлений, что не обеспечивается при реализации способа. Для смены режима работы скважины (отбор-закачка) требуется дополнительно спускать в скважину специальную технику для открытия (закрытия) циркуляционного клапана, что многократно (существенно) снижает оперативность работы ПХГ в целом.
Наиболее близким аналогом заявленного изобретения является способ заканчивания и эксплуатации скважины ПХГ, включающий бурение скважины, спуск эксплуатационной колонны, оснащенной муфтой ступенчатого цементирования и заколонным пакером, цементирование эксплуатационной колонны до кровли продуктивного пласта, установку фильтра в верхней части продуктивного пласта, разобщение верхней и нижней частей продуктивного пласта в зоне слабопроницаемого пропластка двумя заколонными пакерами, спуск оснащенной циркуляционным клапаном лифтовой колонны с межколонным пакером и обратным клапаном на ее нижнем окончании, закачку газа в нижнюю часть продуктивного пласта по лифтовой колонне и отбор газа из верхней части продуктивного пласта по лифтовой колонне. Бурение скважины осуществляют до проектной глубины. Эксплуатационную колонну спускают в подошву продуктивного пласта. В качестве фильтра используют противопесочный щелевой фильтр, который входит в состав эксплуатационной колонны (см. A.M. Лихушин, В.Е. Мясищев Селективное заканчивание скважин ПХГ, журнал Газовая промышленность, 2014 г., №3, стр. 103-105).
Недостатком упомянутого выше способа является низкая эффективность работы скважины ПХГ в водоносном пласте неоднородного литологического строения, так как скважину бурят до полного вскрытия продуктивного пласта, загрязняя продуктивный пласт буровым раствором, предназначенным для удержания в устойчивом состоянии вышележащие горные породы. Использование трех закол оных пакеров и муфты ступенчатого цементирования осложняет процесс цементирования эксплуатационной колонны. Разобщение верхней и нижний частей продуктивного пласта осуществляется на неровную, кавернозную поверхность малопрочной горной породы, что не обеспечивает требованиям надежной изоляции. Применение противопесочного щелевого фильтра без гравийной обсыпки не предотвращает вынос мелкозернистого пластового песка и не позволяет вести отбор газа совместно по лифтовой колонне и межтрубному пространству. Фильтр в условиях активного пескопроявления часто выходит из строя, что требует его замены. Однако установка фильтра в составе эксплуатационной колонны не позволит его извлечь для последующей замены, что делает скважину неремонтопригодной. Для осуществления отбора газа по лифтовой колонне требуется открытие циркуляционного клапана, для чего необходимо применение канатной техники, что является сложной технологической операцией в скважине, находящейся под давлением газа. Кроме того отбор газа только по лифтовой колонне снижает производительность скважин из-за больших газодинамических сопротивлений.
Технический результат, на достижение которого направлено заявляемое изобретение, заключается в повышении суточной производительности и эффективности работы скважины ПХГ в водоносном пласте неоднородного литологического строения.
Указанный технический результат достигается за счет того, что в способе заканчивания и эксплуатации скважины ПХГ последовательно осуществляют бурение до кровли продуктивного пласта, спуск и цементирование эксплуатационной колонны, а также бурение скважины в продуктивном пласте, после чего создают каверну в верхней части продуктивного пласта и в зоне слабопроницаемого пропластка, расположенного между верхней и нижней частью продуктивного пласта, очищают сформированную каверну гидромониторной струей от шлама и устанавливают в каверне в зоне слабопроницаемого пропластка подвесной цементный мост, после чего цементный мост разбуривают до номинального диаметра скважины и спускают в скважину хвостовик, который имеет в верхней части фильтр-каркас, а в нижней части - перфорацию, и снабжен заколонным пакером и верхним межколонным пакером, причем хвостовик в скважине устанавливают таким образом, чтобы его нижняя перфорация располагалась напротив нижней части продуктивного пласта, фильтр-каркас располагался в каверне напротив верхней части продуктивного пласта, заколонный пакер располагался в зоне слабопроницаемого пропластка таким образом, чтобы его наружная вертикальная поверхность упиралась в подвесной цементный мост, и он обеспечивал разобщение верхней и нижней частей продуктивного пласта, после чего заполняют каверну гравием различного фракционного состава и разобщают межколонное пространство между верхней частью хвостовика и нижней частью эксплуатационной колонны посредством верхнего межколонного пакера, далее спускают в скважину лифтовую колонну, оснащенную верхним клапаном, обеспечивающим циркуляцию газа внутри лифтовой колонны при отборе и перекрытие выхода газа при закачке, забойным обратным клапаном и нижним межколонным пакером, при этом лифтовую колонну устанавливают таким образом, чтобы нижний межколонный пакер располагался выше нижней перфорации хвостовика и ниже фильтра-каркаса и обеспечивал разобщение межколонного пространства между хвостовиком и лифтовой колонной, кроме того на выкидной линии межтрубного пространства между лифтовой колонной и эксплуатационной колонной устанавливают устьевой обратный клапан, обеспечивающий односторонний проход газа из межтрубного пространства, после чего осуществляют закачку газа из шлейфа в скважину по лифтовой колонне, при этом закачку газа осуществляют через нижнюю перфорацию хвостовика в нижнюю часть продуктивного пласта при открытом забойном обратном клапане, обеспечивающем поступление газа из лифтовой колонны в нижнюю часть пласта, и закрытом верхнем клапане, перекрывающим выход газа из межтрубного пространства, после окончания закачки скважину оставляют на период, необходимый для перетекания газа из нижней части продуктивного пласта через слабопроницаемый пропласток, в его верхнюю часть и выравнивания давления в продуктивном пласте, отбор газа проводят одновременно по лифтовой колонне и по межтрубному пространству между лифтовой колонной и эксплуатационной колонной, причем отбор газа проводят через фильтр-каркас из верхней части продуктивного пласта, при открытом верхнем клапане, обеспечивающем поступление газа внутрь лифтовой колонны и при закрытом забойном обратном клапане, перекрывающем вход газа в лифтовую колонну из нижней части продуктивного пласта и, кроме того, при необходимости замены неработоспособного фильтра-каркаса, извлекают хвостовик, очищают ствол скважины гидромониторной струей от кольматанта, а затем спускают хвостовик с новым фильтром-каркасом и заполняют каверну новой порцией гравия различного фракционного состава.
Повышение эффективности работы скважины ПХГ в водоносном пласте неоднородного литологического строения достигается за счет сохранения проницаемости продуктивного пласта при его вскрытии, предотвращения выноса пластового песка, надежной изоляции верхней и нижней частей продуктивного пласта и исключения сложных технологических операций при цементировании эксплуатационной колонны и при смене режима (отбор - закачка) работы скважины ПХГ, а также повышении производительности скважины за счет возможности замены неработоспособного фильтра и отборе газа одновременно по лифтовой колонне и межтрубному пространству.
Сущность заявляемого способа поясняется чертежами.
На фиг. 1 показана эксплуатационная скважина ПХГ, в которой реализуется заявленный способ (стрелками направление газа при его закачке в ПХГ).
На фиг. 2 показана эксплуатационная скважина ПХГ, в которой реализуется заявленный (способ стрелками направление газа при его отборе из ПХГ).
На фиг. 1 и фиг. 2 обозначены следующие элементы: эксплуатационная колонна 1, верхняя часть 2 продуктивного пласта, подвесной цементный мост 3, слабопроницаемый пропласток 4, хвостовик 5, верхний межколонный пакер 6, заколонный пакер 7, фильтр-каркас 8, нижняя часть 9 продуктивного пласта, лифтовая колонна 10, нижний межколонный пакер 11, забойный обратный клапан 12, вехний клапан 13, выкидная линия межтрубного пространства 14 и устьевой обратный клапан 15. Слабопроницаемый пропласток 4 расположен между верхней 2 и нижней 9 частью продуктивного пласта.
Хвостовик 5 имеет в верхней части фильтр-каркас 8, а в нижней перфорацию и снабжен заколонным пакером 7 и верхним межколонным пакером 6. Лифтовая колонна 10, оснащена верхним клапаном 13, обеспечивающем циркуляцию газа внутри лифтовой колонны при отборе и перекрытие выхода газа при закачке, забойным обратным клапаном 12 и нижним межколонным пакером 11.
На выкидной линии 14 межтрубного пространства между лифтовой колонной 10 и эксплуатационной колонной 1 установлен устьевой обратный клапан 15, обеспечивающий односторонний проход газа из межтрубного пространства.
Способ заканчивания и эксплуатации скважины ПХГ осуществляется следующим образом.
Осуществляют бурение скважины до кровли продуктивного пласта. Спускают эксплуатационную колонну 1 до кровли продуктивного пласта и осуществляют ее цементирование. Бурение продуктивного пласта осуществляют после цементирования эксплуатационной колонны 1. Это исключает контакт с продуктивным пластом бурового раствора, предназначенного для удержания в устойчивом состоянии вышележащих горных пород, что позволяет сохранить проницаемость продуктивного пласта. Для бурения продуктивного пласта применяют, например, инертный без твердой фазы буровой раствор.
Создают каверну в верхней части 2 продуктивного пласта и в зоне слабопроницаемого пропластка 4, расположенного между верхней 2 и нижней 9 частью продуктивного пласта.
Очищают сформированную каверну гидромониторной струей от шлама. Для создания гидромониторной струи могут быть использованы различные приспособления, например кольцевой гидромонитор или гидромониторные насадки. Гидродинамическое воздействие напорной струи позволяет очистить стенку каверны от глинистой корки и шлама, что обеспечивает качественную установку фильтра-каркаса 8 и подвесного цементного моста 3.
Устанавливают в каверне в зоне слабопроницаемого пропластка 4 подвесной цементный мост 3, например, методом сплошной заливки. Подвесной цементный мост 3 разбуривают в средней части до номинального диаметра скважины.
Затем в скважину спускают хвостовик 5, который в скважине устанавливают таким образом, чтобы его нижняя перфорация располагалась напротив нижней части 9 продуктивного пласта, фильтр-каркас 8 располагался в каверне напротив верхней части 2 продуктивного пласта, заколонный пакер 7 располагался в зоне слабопроницаемого пропластка 4 таким образом, чтобы его наружная вертикальная поверхность упиралась в подвесной цементный мост 3. Обеспечивают разобщение верхней 2 и нижней 9 частей продуктивного пласта. Каверну заполняют гравием различного фракционного состава. Разобщают межколонное пространства между верхней частью хвостовика 5 и нижней частью эксплуатационной колонны 1 посредством верхнего межколонного пакера 6.
При этом заколонный пакер 7 упирается в прочный цементный камень, который имеет ровную очищенную поверхность. Цементный камень заполняет неровности ствола скважины в зоне слабопроницаемого пропластка 4, чем обеспечивается плотный контакт заколонного пакера 7 с горной породой через слой непроницаемой цементной оболочки. Таким образом, обеспечивается высокая надежность изоляции верхней 2 и нижней 9 частей продуктивного пласта друг от друга вблизи ствола скважины.
Фильтр-каркас 8 совместно с гравием различного фракционного состава образуют барьер, который надежно удерживает пластовый песок и не допускает разрушение продуктивного пласта при отборе газа, а также позволяет вести отбор газа по межтрубному пространству. Фильтр-каркас 8 удерживает крупные частицы гравия, а мелкозернистый гравий в свою очередь сдерживает пластовый песок. Фракционный состав гравия по горизонтали распределяется в каверне таким образом, чтобы его крупные частицы находились возле фильтра-каркаса 8, а мелкие - у стенки каверны. Это позволяет уменьшить газодинамические сопротивления в фильтре и повысить производительность скважины без выноса песка.
Спускают в скважину лифтовую колонну 10, оснащенную верхним клапаном 13, обеспечивающим циркуляцию газа внутри лифтовой колонны при отборе и перекрытие выхода газа при закачке, нижним межколонным пакером 11 и забойным обратным клапаном 12.
Лифтовую колонну 10 устанавливают таким образом, чтобы нижний межколонный пакер 11 располагался выше нижней перфорации хвостовика 5 и ниже фильтра-каркаса 8 и обеспечивал разобщение межколонного пространства между хвостовиком 5 и лифтовой колонной 10.
Верхний клапан 13 обеспечивает циркуляцию газа внутри лифтовой колонны 10 при отборе и перекрывает выход газа при закачке.
Верхний клапан 13 может иметь конструкцию, состоящую из следующих элементов: корпус, в котором выполнены отверстия для сообщения межтрубного пространства с внутренней полостью насосно-компрессорных труб (НКТ), втулка в которой выполнены сквозные отверстия, установленные в корпусе клапанные пары поплавкового типа, состоящие из седла и шарика, кожух, в котором выполнены отверстия для перепуска газа.
В качестве верхнего клапана 13 может быть использован, например, клапан производства фирмы ООО НПФ «Пакер», а именно один из следующих клапанов:
- клапан перепускной газовый для работы в многопакерных компоновках при освоении и эксплуатации скважин (КПГ);
- клапан перепускной для работы с погружным насосным оборудованием (КПЭ).
Забойный обратный клапан 12 обеспечивает поступление газа к нижней части 9 продуктивного пласта.
На выкидной линии 14 межтрубного пространства между лифтовой колонной 10 и эксплуатационной колонной 1 устанавливают устьевой обратный клапан 15, обеспечивающий односторонний проход газа из межтрубного пространства.
Осуществляют закачку газа из шлейфа в скважину по лифтовой колонне (см. фиг. 1). Под действием избыточного давления верхний клапан 13 закрывается, забойный обратный клапан 12 открывается. Газ свободно выходит из лифтовой колонны 10 и поступает в нижнюю часть 9 продуктивного пласта.
Закачку газа осуществляют в нижнюю часть 9 продуктивного пласта через нижнюю перфорацию хвостовика 5 при открытом забойном обратном клапане 12, обеспечивающем поступление газа из лифтовой колонны в нижнюю часть пласта и закрытом верхнем клапане 13, перекрывающим выход газа из трубного пространства в межтрубное пространство. При этом верхняя часть 2 продуктивного пласта надежно изолирована нижним межколонным пакером 11, заколонным пакером 7 и верхним межколонным пакером 6.
После окончания закачки скважину оставляют на период, необходимый для перетекания газа из нижней части 9 продуктивного пласта в его верхнюю 2 часть через слабопроницаемый пропласток 4 и выравнивания давления в продуктивном пласте. В это время газ, как более легкий агент, перетекает по обширной поверхности слабопроницаемого пропластка 4 и по слабопроницаемому пропластку 4 в верхнюю часть 2 продуктивного пласта, а вода остается в нижней части 9 продуктивного пласта.
Отбор газа проводят одновременно по лифтовой колонне 10 и по межтрубному пространству между лифтовой колонной 10 и хвостовиком 5 и эксплуатационной колонной 1 (см. фиг. 2). При отборе газа давление в лифтовой колонне 10 понижается ниже пластового, забойный обратный клапан 12 закрывается, а верхний клапан 13 и устьевой обратный клапан 15 открываются и газ из верхней части 2 продуктивного пласта поступает в лифтовую колонну 10 и в межтрубное пространство.
Отбор газа проводят из верхней части 2 продуктивного пласта через фильтр-каркас 8, при открытом верхнем клапане 13, обеспечивающем поступление газа внутрь лифтовой колонны и при закрытом забойном обратном клапане 12, перекрывающем вход газа в лифтовую колонну 10 из нижней части 9 продуктивного пласта.
На устье скважины потоки газа суммируются и поступают в шлейф. При этом нижняя часть 9 продуктивного пласта надежно изолирована от верхней части нижним межколонным пакером 11, заколонным пакером 7 в цементной оболочке и забойным обратным клапаном 12.
Для смены режима закачка-отбор не требуется осуществление сложных технологических операций, что существенно повышает эффективность способа. Газовые потоки в пластах не меняют направление, закачку всегда осуществляют в нижнюю часть 9 продуктивного пласта, а отбор - из верхней части 2, фильтр-каркас 8 будет работать только на отбор, что увеличивает его срок службы. Однако при длительной эксплуатации фильтр-каркас 8 может быть подвержен эрозионному разрушению и закупориваться мелкозернистым глинистым материалом пласта.
При необходимости замены неработоспособного фильтра-каркаса 8 извлекают хвостовик 5 и очищают ствол скважины гидромониторной струей от кольматанта. Спускают хвостовик 5 с новым фильтром-каркасом 8 и заполняют каверну новой порцией гравия различного фракционного состава.
При осуществлении заявленного способа заканчивания и эксплуатации скважины ПХГ повышается эффективность работы скважин ПХГ в водоносном пласте неоднородного литологического строения и обеспечивается их высокая производительность.