CC BY
350
УДК 622.234.573+622.276.652
ПРИМЕНЕНИЕ ЛОКАЛЬНОГО ГИДРОРАЗРЫВА ДЛЯ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ТЕРМОГРАВИТАЦИОННОГО ДРЕНИРОВАНИЯ ПЛАСТА
Сергей Владимирович Сердюков
Институт горного дела им. Н. А. Чинакала СО РАН, 630091, Россия, г. Новосибирск, Красный проспект, 54, доктор технических наук, зав. лабораторией, тел. (913)745-30-03, e-mail: [email protected]
Михаил Владимирович Курленя
Институт горного дела им. Н. А. Чинакала СО РАН, 630091, Россия, г. Новосибирск, Красный проспект, 54, доктор технических наук, академик РАН, главный научный сотрудник, тел. (383)217-01-95, e-mail: [email protected]
Разработаны методические и технические решений по множественному направленному гидроразрыву парораспределительных скважин для интенсификации добычи тяжелых неф-тей при термогравитационном дренировании пласта.
Ключевые слова: тяжелые нефти, термогравитационное дренирование пласта, гидравлический разрыв, способ направленного гидроразрыва, скважинное устройство.
APPLICATION OF LOCAL HYDROFRAC FOR THE INTENSIFICATION OF STEAM ASSISTED GRAVITY RESERVOIR DRAINAGE
Sergey V. Serdyukov
Chinakal Institute of Mining, Siberian Branch, Russian Academy of Sciences, 630091, Russia, Novosibirsk, 54 Krasny prospect, Doctor of Technical Sciences, Head of Laboratory, tel. (913)745-30-03, e-mail: [email protected]
Mikhail V. Kurlenya
Chinakal Institute of Mining, Siberian Branch, Russian Academy of Sciences, 630091, Russia, Novosibirsk, 54 Krasny prospect, Doctor of Technical Sciences, Academician, Chief Researcher, tel. (383)217-01-95, e-mail: [email protected]
Methodical and technical solutions for multiple hydraulic fracturing across horizontal steam distribution well for the enhanced heavy oil recovery by the steam assisted gravity reservoir drainage.
Key words: heavy oil, steam assisted gravity drainage of the reservoir, hydraulic fracturing, method of directional fracturing, downhole tool.
Термогравитационное дренирование пласта (steam-assisted gravity drainage - SAGD) является перспективным тепловым методом добычи тяжелых нефтей и природных битумов, превосходящим по эффективности традиционные технологии паротеплового воздействия. В классическом варианте эта технология предусматривает бурение двух горизонтальных скважин, расположенных параллельно одна над другой вблизи нижней границы нефтенасыщенной толщины пласта. Верхняя горизонтальная скважина используется для нагнетания пара в пласт и создания высокотемпературной паровой камеры [1]. На границе этой
камеры пар конденсируется и вместе с нагретой нефтью под действием сил гравитации стекает в забойную зону нижней скважины, из которой и добывается нефть (рис. 1).
В России первые работы по технологии БЛОЭ начаты в 2012 году на опытном участке ОПУ-5 Лыаельской площади Ярегского месторождения в Республике Коми. Пробурено 5 пар скважин с длиной горизонтальной части ствола около 1000 м. Расстояние между скважинами в паре составляет 5-10 м, между парами скважин - 70 м.
Нефтяная залежь Ярегского месторождения приурочена к слабо и средне-сцементированным песчаникам среднедевонских отложений, залегающим на глубине 165-200 м. Средняя нефтенасыщенная толщина пласта составляет 26 м, пористость 26%, начальное пластовое давление 1.3 МПа, нефтенасыщенность
3 3
87%, плотность нефти 0.945 т/м , начальный газовый фактор 10-13 м /т, температура пласта 6°С, вязкость нефти при пластовой температуре 15.3 Пас, средняя проницаемость 2.6 мкм2.
Область применения технологии ограничена однородными продуктивными пластами сравнительно большой мощности. Значительная часть себестоимости добычи нефти при термогравитационном дренировании пласта связана со стоимостью генерации пара. Требуется источник большого объема воды, а также производительное оборудование по ее подготовке. Преимуществом технологии SAGD является высокое значение коэффициента извлечения нефти (КИН), который может достигать 75%.
Одна из проблем термогравитационного дренирования заключается в сложности запуска процесса добычи нефти. Из-за высокой вязкости холодная нефть практически неподвижна и поэтому для создания термогидравлической связи между скважинами требуется начальный разогрев пласта. Оптимизация этого процесса направлена на минимизацию времени, за которое скважины мо-
Рис. 1. Схема термогравитационного дренирования пластовой залежи тяжелой нефти
гут быть переведены в режим добычи, а также на снижение количества требуемого пара.
Для решения этой задачи нами предлагается использовать множественный направленный гидроразрыв продуктивного пласта с закачкой малых объемов рабочей жидкости без проппанта. Разработаны две основные схемы интенсификации формирования термогидравлической связи между нагнетательной и добывающей скважинами БЛОЭ.
Первая схема предназначена для применения в обсаженных скважинах со щелевой перфорацией обсадных колонн. Реализация этой схемы предусматривает одновременное выполнение гидроразрывов продольного типа в нагнетательной и добывающей скважинах. Для этого в скважинах с помощью специальных устройств изолируют два интервала небольшой длины, расположенные друг против друга, и подают в них рабочий состав под давлением вплоть до формирования трещины между скважинами (рис. 2а). В качестве рабочего состава предлагается использовать растворитель, например бутан, который значительно снижает вязкость нефти.
б)
скважин
трещины поперечного гидроразрыва
устройство разрыва
1±±±А
ГГГТ7
одачи рабочего состава
шланг подачи рабоч'
1 устройство | разрыва
I пакер
Рис. 2. Схемы интенсификации формирования термогидравлической связи между нагнетательной и добывающей скважинами SAGD
Создание вдоль скважин ряда проницаемых каналов (перемычек) увеличивает поверхность теплоотдачи, что способствует более быстрому и равномерному прогреву продуктивного пласта, интенсифицирует добычу нефти по технологии БЛОЭ.
Синхронный гидроразрыв двух близкорасположенных одна над другой горизонтальных скважин способствует формированию трещины в вертикальной плоскости. Это направление разрыва является наиболее энергетически выгодным. Покажем это.
Оценка коэффициента интенсивности напряжений для трещин отрыва
в среднесцементированных песчаниках продуктивного пласта Ярегского ме-
1/2
сторождения составляет 0.8 МПа*м , вертикального горного давления -стц~ -3 МПа, что по модулю немного выше бокового сжатия (а22~ -2.5 МПа).
В соответствии с [2, 3] давление продольного синхронного разрыва скважин в вертикальном (Рс(У)) и горизонтальном (Рс(И)) направлениях с достаточной для практических приложений точностью определяется по формулам:
Ру ~
ГС -
К
1С
т С-Ф р-В
-а
/
¥
ф
-а
р
22
Ф
Р
Р
Н
К
1С
ЧГ
с
Ф*
-ст
п
Ф ,
-а
/
22
Ф ,
где с С, гч, 1 + 0,253^1 + у^ J ; В= ^ ; ^ ~ глубина трещины (длина крыла); 2Ь - расстояние между скважинами; г„ - радиус скважин;
2
Фр Ь,гм, =-=
•у 71
1 + !
1/2
V У
— агс8ш 2
'
\ + -
г
V
2
Ь,гц, =—г
■ у 71
2
у1п
1+1
г
V У 1/2
-7/2
Г
V >»' У
1+1
г
V >»' У
71 —
2
г
V '>»' у
+
/ т г
г
V '>»' у
+
г
V '>»' у
Г
V '>»' у
На рис. 3 приведены графики давлений разрыва, рассчитанные по приведенным формулам, в зависимости от отношения ЫтМ!, начиная с Ытм=0.2 (соответствует глубине техногенных трещин на стенках скважины, образующихся в процессе ее бурения).
Рис. 3. Графики давлений разрыва скважин БЛОЭ в вертикальной и горизонтальной плоскостях
г
2
1
Видно, что давление вертикального разрыва ниже для всех значений Ь/т^. При Ь/т^=0.2 эти давления составляют, соответственно, 8.6 МПа и 10.0 МПа.
Отметим, что скважины SAGD бурят, как правило, в крест доминирующей системы вертикальной трещиноватости продуктивного пласта, что способствует лучшему его охвату термическим воздействием. Трещины разрыва секут своей плоскостью эту систему трещиноватости, что является дополнительным преимуществом предлагаемой схемы.
Вторая схема формирования термогидравлической связи между скважинами SAGD предназначена, в основном, для необсаженного горизонтального участка нагнетательной скважины, а также для скважин термошахтной системы разработки. Реализация этой схемы предусматривает последовательное выполнение множества малообъемных гидроразрывов поперечного типа вдоль нагнетательной скважины (рис. 2б).
Для формирования поперечных трещин целесообразно использовать способы гидроразрыва по схеме с якорями [4, 5] или по схеме с инденторами [6] или их комбинацию. Преимущество таких способов перед распространенной схемой со щелевым инициатором состоит в проведении направленного гидроразрыва без дополнительного механического резания горных пород специальными устройствами.
Технология БЛОЭ, как и другие методы добычи тяжелых нефтей, имеет невысокую рентабельность, что ведет к нецелесообразности применения дорогостоящих технологий нефтепромыслового гидроразрыва с закачкой больших объемов рабочей жидкости и проппанта.
В связи с этим для реализации предложенных схем разработана технология локального гидроразрыва с созданием коротких трещин между скважинами. Для реализации этой технологии в промысловых условиях разработано роботизированное устройство разрыва, позволяющее снизить стоимость формирования термогидравлической связи между скважинами SAGD до экономически приемлемых значений.
Заключение. Разработаны технологические схемы множественного направленного гидроразрыва для формирования термогидравлической связи между скважинами при термогравитационном дренировании пластовых залежей тяжелой нефти.
Исследование выполнено за счет гранта Российского научного фонда (проект № 15-17-00008).
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК
1. Герасимов И.В., Коноплев Ю.П., Гуляев В.Э. Комплексное развитие Ярегского нефтетитанового месторождения // ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ. -№ 11.-2011. - С. 26-31.
2. Курленя М.В., Зворыгин Л.В., Сердюков С.В. Управление продольным гидроразрывом скважин // ФТПРПИ. - 1999. - №5. - С. 3-12.
3. Павлов В.А., Янкайте А.В., Сердюков С.В. Развитие метода гидроразрыва применительно к оценке напряженного состояния проницаемых горных пород // Горный информационно-аналитический бюллетень. - 2009. - №12. - С. 249-255.
4. Шилова Т.В., Сердюков С.В. Защита действующих дегазационных скважин от поступления воздуха из горных выработок через вмещающие породы //ФТПРПИ. — 2015. — № 5. - С. 179-186.
5. Азаров А.В., Курленя М.В., Патутин А.В., Сердюков С.В. Математическое моделирование напряженного состояния пород при касательной и нормальной нагрузках стенок скважины в интервале гидроразрыва //ФТПРПИ. — 2015. — № 6. - С. 3-10.
6. Патутин А.В. Формирование поперечной трещины гидроразрыва в необсаженных скважинах с помощью инденторов // Проблемы геологии и освоения недр: Труды ХХ Международного симпозиума имени академика М.А. Усова студентов и молодых ученых; Томский политехнический университет. - Томск: Издательство Томского политехнического университета. - 2016. - в печати.
© С. В. Сердюков, М. В. Курленя, 2016
