Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ ЗАКАНЧИВАНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИНЫ ПОДЗЕМНОГО ХРАНИЛИЩА ГАЗА В ВОДОНОСНОМ ПЛАСТЕ НЕОДНОРОДНОГО ЛИТОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ

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

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

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

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

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

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

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

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

Заявленный способ работает следующим образом.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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