RU2686259C1

RU2686259C1 - Method of completing and operation of well of underground gas storages

Info

Publication number: RU2686259C1
Application number: RU2018105238A
Authority: RU
Inventors: Сергей Александрович Хан; Виталий Иванович Шамшин; Данил Валерьевич Дубенко; Андрей Владиленович Чугунов
Original assignee: Публичное акционерное общество "Газпром"
Priority date: 2018-02-12
Filing date: 2018-02-12
Publication date: 2019-04-24

Abstract

FIELD: oil and gas industry.SUBSTANCE: invention relates to gas industry and can be used in creation and operation of underground gas storages (UGS). UGS well completion and operation method consists in drilling a productive formation to the roof, lowering and cementing the production string and drilling the well in the payout bed. In upper part of productive formation and in zone of weak permeable interlayer a cavern is created, in which suspended cement bridge is installed. Shank having a filter frame in the upper part and a perforation are lowered into the well. Cavity is filled with gravel of different fractional composition. Tubing string is equipped with an upper valve and a bottom-hole check valve. Gas is injected from the flow into the well via the production string into the lower part of the productive formation through the lower perforation of the shank at the open-back check valve and the closed upper valve. Gas is extracted simultaneously along the tubing string and through tubular annulus between the tubing string and the shank from the upper part of the productive formation through the filter frame at the open upper valve and with the closed bottom valve. Inoperative filter frame is replaced if necessary.EFFECT: invention ensures increase in the UGS well productivity and improvement of its operation efficiency.1 cl, 2 dwg

Description

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.The invention relates to the gas industry and can be used in the creation and operation of underground gas storage (UGS), mainly in aquifers, heterogeneous in lithological structure.

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).There is a method of completion and operation of a well UGS in an aquifer of heterogeneous lithological structure, including drilling a well to the design depth, lowering the production string, cementing the production string, separating the upper and lower parts of the productive formation in the zone of low-permeable interlayer with a casing packer, lowering the lifting column with an intercolumn packer and the circulation valve, with the location of the latter below the annular packer, gas injection into the lower part of the productive formation along the elevators oh column and gas extraction from the top of the reservoir. Zakolonny packer installed on the production string, which is lowered and cemented throughout the depth of the well, perforated in both parts above and below the annular packer. The circulation valve is positioned above the annular packer. During injection and extraction, alternately temporary isolation of the upper and lower perforation intervals is performed by portions of the over-packer fluid. The selection of gas is carried out on the annular space (see patent for invention RU 2533465, IPC B65G 5/00, publ. 11.20.2014).

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.The disadvantage of the above-mentioned method is the low efficiency of the operation of the UGS well in an aquifer of heterogeneous lithological structure, since the well is drilled until the productive formation is completely polluted with drilling mud designed to keep stable overlying rocks in a stable state. The uncoupling of the upper and lower parts of the productive formation is carried out by a casing packer, which abuts against an uneven (cavernous) well wall in the interval of occurrence of a low-permeable streak, usually represented by clay rocks of low mechanical strength. This does not reliably isolate the upper and lower sections of the reservoir, besides using the upper and lower parts of the reservoir for temporary isolation of the over-packer fluid cannot be reliable due to constant changes in the temperature and pressure conditions of the UGS well, and is complicated by the need to continuously monitor and adjust the volume specified fluid. The issue of cleaning (decolmating) the upper and lower parts of the productive formation throughout its thickness from the non-packer fluid when the operation mode is changed remains unresolved. The overlapping of the upper section of the productive formation is carried out by a perforated production string, which does not prevent the entry of fine-grained formation sand into the well. The implementation of the selection of gas only in the annular space reduces the productivity of the well and possibly in cases of lack of sand, which is not ensured with the implementation of the method. To change the mode of operation of the well (sampling-injection), it is required to additionally lower special equipment into the well to open (close) the circulation valve, which repeatedly (significantly) reduces the efficiency of the UGS operation as a whole.

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).The closest analogue of the claimed invention is a method of completion and operation of a UGS well, including drilling a well, lowering the production string, equipped with a step-cementing coupling and a casing packer, cementing the production string to the top of the productive formation, installing a filter in the upper part of the productive formation, separating the upper and lower parts productive formation in the zone of low-permeable interlayer with two annular packers, descent equipped with an elevator circulation valve th column with an annular packer and a check valve at its lower end, the injection of gas into the lower part of the reservoir through the lift column and the extraction of gas from the upper part of the reservoir through the lift column. Drilling wells carried out to the design depth. The production column is lowered into the bottom of the reservoir. As a filter, an anti-sand slit filter is used, which is part of the production string (see A.M. Lihushin, V.E. Myasishchev Selective UGS wells, Gas Industry Journal, 2014, No. 3, pp. 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.The disadvantage of the above method is the low efficiency of the operation of the UGS well in an aquifer of heterogeneous lithological structure, since the well is drilled until the reservoir is fully opened, contaminating the reservoir with drilling mud designed to keep the overlying rocks in a stable state. The use of three pinned packers and a step cementing coupling complicates the cementing process of the production string. The dissociation of the upper and lower parts of the productive formation is carried out on the uneven, cavernous surface of a low-strength rock that does not meet the requirements of reliable insulation. The use of an anti-sand slotted filter without gravel dusting does not prevent the removal of fine-grained formation sand and does not allow for the selection of gas together along the tubing and the annular space. The filter in the conditions of active sanding often fails, which requires its replacement. However, the installation of the filter in the composition of the production string will not allow it to be removed for subsequent replacement, which makes the well unrepairable. In order to carry out gas extraction through a tubing string, the opening of a circulation valve is required, which requires the use of cable technology, which is a complicated technological operation in a well under pressure from a gas. In addition, the selection of gas only on the tubing reduces the productivity of wells due to the large gas-dynamic resistances.

Технический результат, на достижение которого направлено заявляемое изобретение, заключается в повышении суточной производительности и эффективности работы скважины ПХГ в водоносном пласте неоднородного литологического строения.The technical result, the achievement of which the claimed invention is directed, is to improve the daily performance and well operation efficiency of the UGS well in an aquifer of heterogeneous lithological structure.

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.This technical result is achieved due to the fact that, in the method of completion and operation of a well, the UGS sequentially performs drilling to the top of the productive formation, lowering and cementing the production string, as well as drilling a well in the producing formation, after which a cavity is created in the upper part of the productive formation. low-permeable interlayer, located between the upper and lower part of the reservoir, cleaned the formed cavity with a jet stream from the sludge and installed in the cavity e in the zone of low-permeable interlayer suspension cement bridge, after which the cement bridge is drilled to the nominal diameter of the well and lowered into the well shank, which has a filter frame in the upper part and a perforation in the lower part, and is equipped with an annular packer and an upper annular packer, the shank in the well is installed so that its lower perforation is located opposite the bottom of the reservoir, the filter frame is located in the cavity opposite the top of the reservoir, behind the columns The packer was located in the zone of low-permeable interlayer so that its outer vertical surface rested against the suspension cement bridge, and it provided the separation of the upper and lower parts of the reservoir, and then filled the cavity with gravel of different fractional composition and separated the annular space between the upper part of the shank and the lower part production column by means of the upper annular packer, then the elevator string, equipped with the upper valve, is lowered into the well, providing m gas circulation inside the tubing during the extraction and overlapping of the gas outlet during injection, downhole check valve and lower annular packer, while the elevator column is set so that the lower annular packer is located above the lower perforation of the shank and below the frame-frame and ensures the separation of the annular space between the shank and the tubing, in addition on the flow line of the annular space between the tubing and the production column, an estuarine return valve is installed en, providing unilateral gas passage from the annular space, after which gas is pumped from the plume into the well through the tubing string, while gas is pumped through the bottom perforation of the shank into the lower part of the reservoir with the bottomhole check valve open, which ensures gas supply from the tubing to the lower part of the reservoir, and the closed upper valve blocking the gas outlet from the annular space, after the end of injection, the well is left for the period necessary for the overflow gas from the lower part of the reservoir through the low-permeable interlayer, in its upper part and pressure equalization in the reservoir, gas is taken simultaneously through the tubing string and through the annular space between the tubing string and the production string, and gas is drawn through the filter frame from the top the productive formation, with the open top valve, providing the flow of gas inside the tubular column and with the closed bottomhole check valve blocking the gas inlet into the tubular column and From the lower part of the productive formation and, in addition, if it is necessary to replace an inoperative filter cage, remove the shank, clean the well bore with a jetting jet from the mud, and then lower the shank with a new filter cage and fill the cavity with a new batch of gravel of various fractional composition.

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.Improving the performance of the well UGS in the aquifer of heterogeneous lithological structure is achieved by maintaining the permeability of the productive formation when it is opened, preventing the removal of formation sand, reliable isolation of the upper and lower parts of the productive formation and the elimination of complex technological operations during cementing the production string and changing the mode (selection - injection) of the operation of the well UGS, as well as improving the productivity of the well due to the possibility of replacing an inoperative filter tra and gas extraction at the same time along the Elevator column and annular space.

Сущность заявляемого способа поясняется чертежами.The essence of the proposed method is illustrated by drawings.

На фиг. 1 показана эксплуатационная скважина ПХГ, в которой реализуется заявленный способ (стрелками направление газа при его закачке в ПХГ).FIG. 1 shows a production well UGS in which the claimed method is implemented (the direction of the gas when injected into the UGS is indicated by arrows).

На фиг. 2 показана эксплуатационная скважина ПХГ, в которой реализуется заявленный (способ стрелками направление газа при его отборе из ПХГ).FIG. 2 shows a production well UGS in which the declared (method of gas arrows direction is taken when it is taken from UGS) is realized.

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.FIG. 1 and FIG. 2, the following elements are designated: production column 1, the upper part 2 of the productive formation, the suspended cement bridge 3, the low permeable interlayer 4, the shank 5, the upper annular packer 6, the annular packer 7, the filter frame 8, the lower part 9 of the productive formation, the lifting column 10 , lower annular packer 11, bottomhole check valve 12, upper valve 13, discharge line of annulus 14 and wellhead check valve 15. Low permeable interlayer 4 is located between the upper 2 and lower 9 part of the reservoir.

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.The shank 5 has a filter frame 8 in the upper part, and a perforation in the lower part and is equipped with a annular packer 7 and an upper annular packer 6. The Elevator string 10 is equipped with an upper valve 13, which circulates gas inside the Elevator string when selecting and blocking the gas outlet during injection, downhole check valve 12 and the lower annular packer 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.An outlet check valve 15 is installed on the flow line 14 between the tubing between the tubing 10 and the production tubing 1, which provides one-way gas passage from the tubing.

Способ заканчивания и эксплуатации скважины ПХГ осуществляется следующим образом.The method of completion and operation of the well UGS as follows.

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.Drilling wells to the roof of the productive formation. Descend the production string 1 to the roof of the productive formation and carry out its cementing. Drilling of the productive formation is carried out after cementing the production string 1. This excludes contact with the producing formation of the drilling fluid designed to keep the overlying rocks in a stable state, which allows maintaining the permeability of the productive formation. For drilling of a productive formation, drilling mud is used, for example, inert without a solid phase.

Создают каверну в верхней части 2 продуктивного пласта и в зоне слабопроницаемого пропластка 4, расположенного между верхней 2 и нижней 9 частью продуктивного пласта.A cavity is created in the upper part 2 of the productive formation and in the zone of a low-permeable interlayer 4 located between the upper 2 and the lower 9 part of the productive formation.

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.Clear the formed cavity with a jet stream from sludge. To create a jetting jet, various devices can be used, for example a ring jetting unit or jetting nozzles. Hydrodynamic impact of the pressure jet allows you to clean the wall of the cavity from the mudcake and sludge, which ensures high-quality installation of the filter frame 8 and the suspension cement bridge 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.A suspension cement bridge 3 is installed in a cavity in the zone of low-permeable interlayer 4, for example, by the method of continuous casting. Suspended cement bridge 3 drilled in the middle to the nominal diameter of the well.

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.Then the shank 5 is lowered into the well, which is installed in the well in such a way that its lower perforation is located opposite the lower part 9 of the productive formation, the filter frame 8 is located in the cavity opposite the upper part 2 of the productive formation, the annular packer 7 is located in the zone of the low permeable interlayer 4 such thus, its outer vertical surface rests against the suspension cement bridge 3. They ensure the separation of the upper 2 and lower 9 parts of the reservoir. The cavern is filled with gravel of various fractional composition. Disconnect the annular space between the upper part of the shank 5 and the lower part of the production string 1 by means of the upper annular packer 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.In this case, the annular packer 7 rests on a strong cement stone, which has a smooth clean surface. Cement stone fills the unevenness of the wellbore in the zone of low-permeable interlayer 4, which ensures close contact of the annular packer 7 with the rock through a layer of impermeable cement sheath. Thus, high reliability of isolation of the upper 2 and lower 9 parts of the productive formation from each other near the wellbore is ensured.

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.The filter frame 8 together with gravel of different fractional composition form a barrier that reliably holds formation sand and prevents the destruction of the reservoir during gas extraction, and also allows the gas to be carried along the annular space. The filter frame 8 holds large particles of gravel, and fine-grained gravel in turn inhibits formation sand. The fractional composition of gravel is distributed horizontally in the cavity in such a way that its large particles are near the filter-frame 8, and the small particles are near the wall of the cavity. This allows you to reduce gas-dynamic resistance in the filter and increase the productivity of the well without sand.

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.Down into the well lift tubing 10, equipped with an upper valve 13, ensuring the circulation of gas inside the tubing during the selection and blocking the gas outlet during injection, the lower annular packer 11 and a downhole check valve 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.Lift column 10 is installed so that the lower annular packer 11 is located above the lower perforation of the shank 5 and below the filter frame 8 and provided for the separation of the annular space between the shank 5 and the elevator column 10.

Верхний клапан 13 обеспечивает циркуляцию газа внутри лифтовой колонны 10 при отборе и перекрывает выход газа при закачке.The upper valve 13 circulates gas inside the tubing 10 during the extraction and blocks the gas outlet during injection.

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.The upper valve 13 may have a structure consisting of the following elements: a housing in which openings are made to communicate the annulus with the internal cavity of the tubing (tubing), a sleeve in which through holes are installed, the float-type valve pairs in the housing are made of seat and ball casing, which has holes for the bypass gas.

В качестве верхнего клапана 13 может быть использован, например, клапан производства фирмы ООО НПФ «Пакер», а именно один из следующих клапанов:As the upper valve 13 can be used, for example, a valve manufactured by the company NPF Packer, namely one of the following valves:

- клапан перепускной газовый для работы в многопакерных компоновках при освоении и эксплуатации скважин (КПГ);- gas bypass valve for operation in multi-packer configurations during well development and operation (CNG);

- клапан перепускной для работы с погружным насосным оборудованием (КПЭ).- valve bypass for work with submersible pumping equipment (KPI).

Забойный обратный клапан 12 обеспечивает поступление газа к нижней части 9 продуктивного пласта.Downhole check valve 12 provides gas flow to the lower part 9 of the reservoir.

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.On the discharge line 14 of the annular space between the tubing 10 and production column 1 set the mouth of the check valve 15, which provides one-way gas passage from the annular space.

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.Carry out the injection of gas from the plume into the well on the tubing (see Fig. 1). Under the action of overpressure, the upper valve 13 closes, the bottomhole check valve 12 opens. The gas freely exits the tubing 10 and enters the lower part 9 of the reservoir.

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.Gas injection is carried out in the lower part 9 of the productive formation through the lower perforation of the shank 5 when the downhole check valve 12 is open, providing gas from the tubing to the lower part of the reservoir and the upper valve 13 is closed, blocking the exit of gas from the tubular space into the annular space. In this case, the upper part 2 of the productive formation is reliably isolated by the lower annular packer 11, the annular packer 7 and the upper annular packer 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.After the completion of injection, the well is left for the period necessary for the gas to flow from the lower part 9 of the reservoir to its upper 2 part through the low permeable interlayer 4 and equalize the pressure in the productive formation. At this time, the gas, as a lighter agent, flows over the vast surface of the low permeable interlayer 4 and through the low permeable interlayer 4 into the upper part 2 of the reservoir, and the water remains in the lower part 9 of the productive layer.

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.The extraction of gas is carried out simultaneously through the tubing 10 and the annular space between the tubing 10 and the shank 5 and production column 1 (see Fig. 2). When gas is taken off, the pressure in the tubing 10 drops below the reservoir, the bottomhole check valve 12 closes, and the upper valve 13 and the wellhead check valve 15 open and gas from the upper part 2 of the reservoir enters the lift column 10 and into the annular space.

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.Gas extraction is carried out from the upper part 2 of the productive formation through the filter-frame 8, with the upper valve 13 open, which allows gas to flow inside the tubing and with the closed bottomhole check valve 12 blocking the gas inlet into the lift column 10 from the lower portion 9 of the productive formation.

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.At the wellhead gas flows are summarized and fed into the plume. In this case, the lower part 9 of the productive formation is reliably isolated from the upper part by the lower annular packer 11, the annular packer 7 in the cement shell and the bottomhole check valve 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.To change the mode of injection-selection does not require the implementation of complex technological operations, which significantly increases the efficiency of the method. Gas flows in the layers do not change direction, the injection is always carried out in the lower part 9 of the productive formation, and the selection is from the upper part 2, the filter frame 8 will only work on the selection, which increases its service life. However, during long-term operation, the filter frame 8 may be subject to erosion destruction and be blocked by the fine-grained clay material of the formation.

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.If it is necessary to replace an inoperative filter cage 8, remove the shank 5 and clean the well bore with a jetting jet from the colmatant. The shank 5 is lowered with the new frame filter 8 and the cavity is filled with a new portion of gravel of various fractional composition.

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.In the implementation of the claimed method of completion and operation of the UGS well, the efficiency of the operation of the UGS wells in an aquifer of heterogeneous lithological structure increases and their high productivity is ensured.

Claims

The method of completion and operation of an underground gas storage well, in which drilling to the top of the productive formation is consistently carried out, the production line is lowered and cemented, and the well is drilled in the producing formation, after which a cavity is created in the upper part of the producing formation and in the zone of a low-permeable interlayer located between the upper and lower parts of the reservoir, clean the formed cavity with a jet stream from sludge and install it in the cavity in the zone of low permeability The cement cement bridge, then the cement bridge is drilled to the nominal diameter of the well and a shank is lowered into the well, which has a filter frame in the upper part and a perforation in the lower part and is equipped with an annular packer and an upper annular packer. so that its lower perforation is located opposite the lower part of the reservoir, the filter frame is located in the cavity opposite the upper part of the reservoir, the annular packer is located in the zone of weak permeable interlayer so that its outer vertical surface rests against the suspension cement bridge and it provides the separation of the upper and lower parts of the reservoir, then fill the cavity with gravel of different fractional composition and divide the annular space between the upper part of the shank and the lower part of the production column through the upper annular the packer, then the elevator string is fitted into the well, equipped with an upper valve that circulates gas inside the elevators when selecting and overlapping the gas outlet when pumping, with a downhole check valve and a lower annular packer, the elevator column is installed so that the lower annular packer is located above the lower perforation of the shank and below the frame filter and ensures separation of the annular space between the liner and the elevator the column, in addition, on the discharge line of the annular space between the tubing column and the production column, an outlet check valve is installed, ensuring one-way The first gas passage from the annular space, after which gas is pumped from the plume into the well through the tubing string, while gas is pumped through the lower perforation of the liner into the lower part of the reservoir with the bottomhole check valve open, which allows gas to flow from the tubing into the lower portion of the reservoir , and a closed upper valve blocking the gas outlet from the annular space, after the completion of injection, the well is left for the period necessary for the gas to flow from the lower part of the productive through the low-permeable interlayer in its upper part and equalizing the pressure in the reservoir, gas is taken simultaneously through the tubing and through the annular space between the tubing and production column, with gas being drawn through the filter frame from the top of the reservoir with the top open a valve providing the flow of gas inside the tubing, and with the closed bottomhole check valve blocking the entrance of gas into the tubing from the bottom of the production plate hundred, and furthermore, if necessary, replacement of the filter frame inoperative shank recovered, purified wellbore jetting from jet colmatant and then lowered shank with new filter-frame and the cavity filled with a new portion of the gravel various fractional composition.