Способ мониторинга теплового взаимодействия скважин с многолетнемерзлыми породами



Способ мониторинга теплового взаимодействия скважин с многолетнемерзлыми породами
Способ мониторинга теплового взаимодействия скважин с многолетнемерзлыми породами
Способ мониторинга теплового взаимодействия скважин с многолетнемерзлыми породами
Способ мониторинга теплового взаимодействия скважин с многолетнемерзлыми породами
Способ мониторинга теплового взаимодействия скважин с многолетнемерзлыми породами

 


Владельцы патента RU 2526435:

Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий-Газпром ВНИИГАЗ" (RU)

Изобретение относится к газовой и нефтяной промышленности и может быть использовано при освоении северных месторождений, а также при контроле теплоизолирующей способности конструкций скважин, смыкания ореолов протаивания многолетнемерзлых пород (ММП) на соседних скважинах куста разрабатываемых месторождений. Определение теплофизических условий на скважинах осуществляют на двух соседних скважинах месторождения, характеризующихся наличием в разрезе просадочных ММП, приводящих к осложнениям при их протаивании. При этом в каждой скважине термометрические устройства устанавливают за наружными обсадными колоннами для измерения температуры в заколонном пространстве скважины вблизи ММП и на устье скважины для регистрации температуры флюида внутри каждой скважины в первый и второй текущие моменты времени для каждой скважины, которые отсчитывают от начала ее эксплуатации до момента времени наступления протаивания ММП вокруг каждой из них. Полученные значения измеренных температур в указанные моменты времени, а также значение момента времени наступления протаивания ММП вводят в выражение, с помощью которого определяют эмпирический коэффициент, зависящий от температуропроводности пород. Сравнивая в процессе мониторинга изменяющиеся во времени значения радиусов зон протаивания и ширину сквозной талой щели с их реальными значениями, измеренными в процессе проникновения газа, образующегося при протаивании газогидратосодержащих пород, прогнозируют техническое состояние скважин. Техническим результатом является повышение эффективности интенсификации добычи нефти. 1 табл., 1 ил.

 

Изобретение относится к газовой и нефтяной промышленности и может быть использовано при освоении северных месторождений, а также при контроле теплоизолирующей способности конструкций скважин, смыкания ореолов протаивания многолетнемерзлых пород (ММП) на соседних скважинах куста разрабатываемых месторождений.

Наиболее близким к предлагаемому является способ мониторинга теплового взаимодействия скважины с многолетнемерзлыми породами, в основу которого положено определение коэффициента теплоотдачи эксплуатационной скважины. Данный способ включает в себя установку за обсадной трубой скважины термометрического оборудования, фиксацию времени запуска скважины в работу, изменения дебита, давления и температуры на устье скважины и температуры за обсадной трубой, фиксацию времени изменения дебита, давления и температуры на устье и температуры за обсадной трубой и расчет коэффициентов теплоотдачи, причем время изменения этих параметров устанавливается равным времени минимального изменения температуры в предыдущем и последующем замерах и проводится расчет коэффициента теплоотдачи скважины путем многократного решения методом конечных разностей нестационарного уравнения теплопроводности в неоднородной среде при наличии в ней подвижной фазовой границы с пошаговой коррекцией граничных условий со стороны скважины методом последовательных приближений (см. патент РФ №2126887, E21B 43/00, 1997).

Известный способ не позволяет проводить оценку реального теплового взаимодействия действующих эксплуатационных скважин с ММП, при которой определяют термические сопротивления конструкций скважин, радиусы зон протаивания при смыкании ореолов протаивания ММП соседних скважин и, соответственно, переток газа между скважинами.

Таким образом, недостатком известного способа является его низкая эффективность, обусловленная тем, что он основан на расчете коэффициента теплоотдачи скважины путем многократного решения методом конечных разностей нестационарного уравнения теплопроводности в неоднородной среде скважины при наличии в ней подвижной фазовой границы. Это не позволяет создать эффективный полифункциональный мониторинг состояния многолетнемерзлых пород при тепловом взаимодействии соседних скважин куста.

Техническим результатом, на достижение которого направлен предлагаемый способ, является повышение его эффективности за счет создания эффективного полифункционального мониторинга состояния многолетнемерзлых пород.

Данный технический результат достигается за счет того, что в способе мониторинга теплового взаимодействия скважин с ММП, заключающемся в том, что теплофизические условия на скважинах месторождения, находящихся в ММП, определяют с помощью термометрических измерительных устройств (ТИУ), на основе полученных данных анализируют тепловое взаимодействие скважин с ММП, согласно данному изобретению, определение теплофизических условий осуществляют на двух соседних скважинах куста месторождения, характеризующихся наличием в разрезе ММП и их протаиванием, приводящим к осложнениям при протаивании, при этом в каждой скважине ТИУ устанавливают за наружными обсадными колоннами для измерения температуры в заколонном пространстве скважины вблизи ММП и на устье скважины для регистрации температуры флюида внутри каждой скважины в первый τ1 и второй τ2 текущие моменты времени для каждой скважины, которые отсчитывают от начала ее эксплуатации до момента времени τ0 наступления протаивания ММП вокруг каждой из них, полученные значения измеренных температур в указанные моменты времени, а также значение момента времени наступления протаивания ММП вводят в выражение (1), с помощью которого определяют эмпирический коэффициент α, зависящий от температуропроводности пород

ln ( 1 + α τ 1 r ц 2 ) ln ( 1 + α τ 2 r ц 2 ) = ( t ц 1 t м ) ( t г 2 t ц 2 ) ( t г 1 t ц 1 ) ( t ц 2 t м ) , τ 1 < τ 2 τ 0 ( 1 )

где τ1 - время первого измерения температуры флюида внутри каждой скважины и температуры за наружной колонной каждой скважины, отсчитанное от начала ее эксплуатации, часы;

τ2 - время второго измерения температуры флюида внутри каждой скважины и температуры за наружной колонной каждой скважины, отсчитанное от начала ее эксплуатации, часы;

τ0 - время наступления протаивания ММП, отсчитанное от начала эксплуатации скважины, часы;

tг1, tг2 - измеренные значения температур флюида в каждой скважине в моменты времени τ1 и τ2 до наступления протаивания ММП, °C;

tц1, tц2 - измеренные значения температур за наружной колонной каждой скважины в моменты времени τ1 и τ2 до наступления протаивания ММП, °C;

α - эмпирический коэффициент, м2/час;

tм - значение начальной температуры ММП в каждой скважине в начале мониторинга, °C;

rц - значение расстояния местоположения ТИУ за наружной обсадной колонной каждой скважины относительно ее центральной оси, м,

используя значение коэффициента α, значения измеренных температур флюида внутри каждой скважины, а также значения измеренных с помощью ТИУ температур вблизи ММП в заколонном пространстве обсадной колонны в моменты времени τi, с помощью выражения (2) оценивают термическое сопротивление конструкции каждой скважины

u с = ( t г i t ц i ) ln ( 1 + α τ i r ц 2 ) 4 π λ м ( t ц i t м ) , ( 2 )

где uс - термическое сопротивление конструкции каждой скважины, м·ч·°C/ккал,

λм - коэффициент теплопроводности ММП, ккал/м·ч·°C;

α - эмпирический коэффициент, м2/час;

τi - время измерения температуры флюида внутри каждой скважины и температуры за наружной колонной каждой скважины, отсчитанное от начала ее эксплуатации до наступления протаивания ММП, часы;

tгi - измеренное значение температуры флюида в каждой скважине в момент времени τi до наступления протаивания ММП, °C;

tцi - измеренное значение температуры за наружной колонной каждой скважины в момент времени τi до наступления протаивания ММП, °C;

tм - значение начальной температуры ММП в каждой скважине в начале мониторинга, °C;

rц - значение расстояния местоположения ТИУ за наружной обсадной колонной каждой скважины относительно ее центральной оси, м;

π - безразмерный коэффициент, равный 3,1416,

i - индекс, соответствующий моменту осуществления измерения на каждой из двух скважин,

после этого с момента времени τ0 наступления протаивания ММП, которое определяют с помощью ТИУ достижением измеренного значения температуры tц за наружной колонной каждой скважины в момент времени τ0 наступления протаивания ММП значения температуры фазового перехода tф, соответствующей наступлению протаивания льда в ММП, оценивают с помощью выражения (3) значение радиуса зоны протаивания вокруг каждой скважины

ρ = r ц exp ( 2 π u с λ m t ц t ф t г t ц ) , ( 3 )

где ρ - значение величины радиуса зоны протаивания ММП вокруг каждой скважины, м;

λт - коэффициент теплопроводности талых пород, ккал/м·ч·°C;

uс - термическое сопротивление конструкции каждой скважины, м·ч·°C/ккал;

tф - значение температуры фазового перехода ММП в исследуемом разрезе скважины при протаивании в них льда и переходе при этой температуре пород из мерзлого состояния в талое, °C;

tг - измеренное значение температуры флюида в каждой скважине в момент времени, значение которого превышает значение момента времени τ0 наступления протаивания ММП и характеризует процесс протаивания ММП, °C;

tц - измеренное значение температуры за наружной колонной каждой скважины в момент времени, значение которого превышает значение момента времени τ0 наступления протаивания ММП и характеризует процесс протаивания ММП, °C;

rц - значение расстояния местоположения ТИУ за наружной обсадной колонной каждой скважины относительно ее центральной оси, м;

π - безразмерный коэффициент, равный 3,1416,

затем анализируют тепловое взаимодействие скважин с ММП с учетом полученных оценок значений радиусов зон протаивания ММП вокруг каждой скважины в приустьевой зоне и сведений о наличии образования приустьевых провалов вблизи устьев скважин с определением диаметров и глубин провалов в течении 1-3 лет с момента наступления протаивания ММП вокруг скважин, в результате этого делают заключение о степени посадочности ММП в приустьевых разрезах скважин, наличии вокруг скважин незацементированных каверн, а также при регистрации газа на устьях скважин во время их эксплуатации делают заключение о разгерметизации заколонного пространства скважин при обнаружении в нем в приустьевой зоне и в межколонном пространстве газа при протаивании ММП, о наличии газогидратосодержащих пород (ГГП), залегающих в пластах ниже подошвы ММП, и их оттаивании и наличии заколонных газопроявлений из ГГП, далее по полученным значениям радиусов зон протаивания ММП вокруг соседних скважин судят о ходе протаивания ММП в них, выявляя момент смыкания ореолов протаивания вокруг скважин, характеризующийся тем, что значение ширины сквозной талой щели Н между рассматриваемыми скважинами, когда смыкание происходит в одной точке, равно нулю при выполнении условия (4)

ρ 1 с м + ρ 2 с м = S , ( 4 )

где S - расстояние между центральными осями соседних скважин, м;

ρ1см и ρ2см - значения радиусов зон протаивания ММП вокруг первой и второй скважин в момент смыкания, м,

при дальнейшем наблюдении за увеличивающимися значениями радиусов зон протаивания ММП, определяемыми согласно (3), по проводимым с помощью ТИУ измерениям температур при выполнении условия (5)

ρ 1 + ρ 2 > S , ( 5 )

где S - расстояние между центральными осями соседних скважин, м;

ρ1 и ρ2 - значения радиусов зон протаивания ММП вокруг первой и второй скважин, м,

ширину сквозной талой щели H оценивают с помощью следующего выражения (6):

H = 2 ρ 1 2 ( ρ 1 2 ρ 2 2 + S 2 2 S ) 2 , п р и H > 0, ( 6 )

где S - расстояние между центральными осями соседних скважин, м;

H - значение ширины сквозной талой щели, м;

ρ1 и ρ2 - значения радиусов зон протаивания ММП вокруг первой и второй скважин, м,

при этом, оценивая изменяющиеся во времени значения радиусов зон протаивания ρ1 и ρ2 и соответствующее им значение ширины сквозной талой щели Н с учетом количества проникающего при протаивании ГГП газа к устьям скважин, прогнозируют их техническое состояние.

Сущность изобретения поясняется на чертеже и в таблице 1. На чертеже показаны две соседние скважины куста на одном из северных месторождений. Эти скважины являются источниками геофизических данных, позволяющих осуществлять мониторинг теплового взаимодействия скважин с ММП и с ниже залегающими газогидратными породами. На чертеже позициями 1, 2 обозначены две соседние скважины, соответственно, скважина №1 и скважина №2. Позицией 3 обозначен ствол каждой скважины, сформированный при ее бурении. С помощью позиции 4 показана спускаемая в каждую скважину наружная колонна, например кондуктор, который перекрывает ММП. Газогидратный пласт (ГГП) на чертеже обозначен позицией 5. ГГП, как правило, залегает ниже подошвы ММП, обозначенной позицией 6. На чертеже также показано, что в конструкции скважины имеется лифтовая колонна (позиция 7), по которой отбирается обозначаемый позицией 8 добываемый флюид. В качестве флюида 8 в функционирующей скважине рассматривается нефть или газ, поступающие из продуктивного пласта. Другие колонны, которые входят в конструкцию каждой скважины 1 или 2, а именно направление, перекрывающее приустьевую зону скважин №1, №2, и эксплуатационная колонна, перекрывающая продуктивный эксплуатирующийся газовый или нефтяной пласт (на чертеже не показаны).

За наружной колонной скважины (кондуктором) в цементном кольце (которое обозначено позицией 9 на чертеже) устанавливается термометрическое измерительное устройство (ТИУ). Оно обозначено на чертеже позицией 10. В качестве ТИУ 10 может быть использован, например, термометрический волоконно-оптический кабель (ВОК), располагающийся вглубь от устья скважины. При этом мониторинг теплового взаимодействия скважин 1,2 с ММП может осуществляться, как показано на чертеже, ниже подошвы ГГП для скважины №1 и до подошвы ММП, как показано для скважины №2. Вблизи устья каждой скважины на поверхности к выходящему на поверхность ВОК (позиция 10 на чертеже) может быть подключен регистрирующий температуры прибор, входящий в состав ТИУ.

Таким образом, ТИУ, включающее кабель (например, ВОК) и регистрирующий температуры прибор, позволяет проводить измерение температур, а также контролировать подвижки, деформации пород и движение газа в заколонном пространстве при оттаивании ММП и ГГП. Как правило, ТИУ 10 (а также его кабель) располагают за наружной (обсадной) колонной - направлением или кондуктором как в зоне залегания ММП, так и в зоне нахождения ГГП (позиция 5 на чертеже), залегающей глубже подошвы ММП (позиция 6 на чертеже).

Измерения температур в процессе мониторинга проводятся с использованием ТИУ 10 на глубинах, где расположены исследуемые пласты. Температуры флюида в скважине в лифтовой колонне могут измеряться термометром 11, установленным, например, на фонтанной арматуре 12 или термометром геофизического типа, установленным внутри скважины (на чертеже не показано), в том числе и за эксплуатационной колонной при контроле теплоизолирующей способности обсадных колонн. При этом при известных температурах флюида на устье скважины и на исследуемой глубине скважины может быть произведена оценка величины теплопередачи от скважины в окружающие породы. При известных температурах флюида на устье скважины (измеренной термометром 11) и в эксплуатируемом пласте с учетом теплового режима работы эксплуатационной скважины может быть определена температура флюида на глубине залегания исследуемых пластов ММП и ГГП с помощью расчетов при проведении исследований по данному способу.

Позицией 13 на чертеже обозначены образующиеся в скважинах приустьевые провалы, позицией 14 - талые породы, а позициями 15 и 16, соответственно, мерзлые породы и границы протаивания ММП.

На чертеже также показаны радиусы 17 зон протаивания (в случае, когда смыкание зон в талых породах не происходит) вокруг соседних скважин. Эти ореолы определяют границы зон протаивания ММП. Позицией 18 обозначена точка смыкания зон (ореолов) протаивания ММП соседних скважин, что свидетельствует об образовании сквозной талой щели, каждая из крайних точек которой обозначена позицией 19. Ширина сквозной талой щели на чертеже показана позицией 20. Позицией 21 обозначен радиус зоны оттаивания ГГП.

Стрелками, отмеченными позициями 22, 23 на чертеже, обозначены траектории и/или направления перемещения флюида (газа): от скважины №1 к скважине №2 при проникновении газа через оттаявшую зону в ММП.

Кроме того, h обозначает глубину (см. чертеж), на которой происходит протаивание ММП, подошва которых обозначена позицией 6. hпм обозначает глубину, до которой залегают верхние приустьевые просадочные ММП. На чертеже Δh обозначает толщину мерзлого пласта, где залегают мерзлые песчаные или другие высокопроницаемые при протаивании породы.

В таблице 1 приведены данные об определяемых по способу мониторинга радиусах ρ1 и ρ2 зон протаивания при смыкании ореолов протаивания ММП вокруг соседних скважин на глубине h.

Способ реализуется следующим образом. Мониторинг теплового взаимодействия скважин с ММП осуществляется с помощью ТИУ 10, которые измеряют температуру за наружной колонной вблизи ММП в каждой из двух скважин №1 и №2 и температуру флюида внутри скважин до наступления протаивания ММП. По формуле (1) с использованием измеренных температурных данных определяется для каждой скважины 1, 2 эмпирический коэффициент α. Далее с учетом измеренных температур для каждой скважины и с учетом полученного значения эмпирического коэффициента α по формуле (2) определяют термическое сопротивление uс конструкций каждой скважины.

Следует отметить, что скважины, находящиеся в ММП, могут быть теплоизолированными. К таким скважинам относятся скважины, имеющие величину термического сопротивления их конструкций uс≥0,52 м·ч·°C/ккал. Это достигается, например, заполнением заколонного пространства скважины за лифтовой (или эксплуатационной в верхней ее части) колонной в зоне ММП пакерующим составом с пониженной теплопроводностью или при использовании в конструкции скважины теплоизолированных труб. Скважина может считаться теплоизолированной при использовании цементов с пониженной теплопроводностью (например, цементы с микросферами) или при использовании теплоизолированных лифтовой или обсадных колонн.

Практический опыт показывает, что скважина считается нетеплоизолированной, когда значение величины uс<0,52 м·ч·°C/ккал.

Мониторинг теплового взаимодействия скважин с ММП осуществляется как до наступления протаивания ММП, так и в период после наступления протаивания ММП, когда температура в месте расположения ТИУ 10 вблизи ММП достигает температуры фазового перехода и начинает повышаться. После наступления протаивания ММП производится контроль за протаиванием ММП с определением радиусов протаивания вокруг скважин, при этом оценку изменения радиусов протаивания осуществляют с использованием формулы (3), в которую входят измеряемые в процессе мониторинга температуры, характеризующие тепловое состояние скважин.

Следует отметить, что в просадочном мерзлом разрезе скважины породы имеют массовую льдистость со значением более 180 кг/м3, и, как правило, просадочные ММП залегают до глубины 30 м (соответствующей значению глубины hпм на чертеж). При этом протаивание ММП, залегающих до этой глубины, влияет на образование заколонных приустьевых провалов талых пород и приводит к формированию приустьевой воронки в виде провалов 13 (см. чертеж) на эксплуатационных скважинах. В целом этот процесс влияет на устойчивость опоры конструкции скважин в приустьевой части, влияет он и на продольную устойчивость крепи скважины, в том числе и на глубине, где встречаются незацементированные протяженные каверны.

Глубже в криолитозоне залегают непросадочные ММП (см. приведенный чертеж) со значением массовой льдистости меньше 180 кг/м3. При этом в скважинах на глубине h, значение которой равно 100 м (см. чертеж), происходит протаивание ММП, имеющих значение массовой льдистости, равное 100 кг/м3 в исследуемом пласте. Этот пласт, как видно на чертеже, ограничен снизу подошвой 6 ММП. На глубине h=100 м залегают мерзлые песчаные или другие высокопроницаемые при протаивании породы толщиной Δh (см. чертеж). По ним после оттаивания и смыкания ореолов протаивания (позиции 18, 19, 20) соседних скважин может происходить проникновение газа, который поступает, например из оттаивающих пород (газогидратный пласт 5 на чертеже) на скважине №1 (радиус зоны оттаивания отмечен позицией 21) из нижезалегающего ГГП 5 (см. чертеж). Газогидратные породы при протаивании выделяют свободный газ. Этот газ по негерметичному заколонному пространству из газогидратного пласта или из глубже залегающих, например, газовых пластов со свободным газом по заколонному негерметичному пространству скважины №1 поступает по оттаявшим зонам (в талых породах 14) при смыкании радиусов 18 зон протаивания по направлениям 22 и 23 (указаны стрелками) в заколонное пространство скважины №2.

Следует отметить, что в случае кустовых скважин на глубине h талые породы 14, ореолы протаивания вокруг скважин имеют границы 16, местоположения которых определяются радиусами 17 зон протаивания (когда смыкание зон протаивания в талых породах не произошло) и позицией 18 (обозначающей также радиусы зон протаивания, когда произошло их смыкание в талых породах) вокруг соседних скважин куста. Эти радиусы определяют и расположение ореолов протаивания в различные моменты времени протаивания, а именно радиусы 17 зон протаивания в первые годы эксплуатации скважин и радиусы 18, когда происходит смыкание зон протаивания. Зоны протаивания, определенные радиусами 17, 18 зон протаивания, имею границы 16 (для радиусов 17 на чертеже не показаны), за которыми располагаются неоттаившие мерзлые породы 15.

В первые 1-3 года эксплуатации скважин вокруг них в приустьевой зоне до глубины 30 м активно образуются приустьевые провалы 13 с радиусами зон протаивания (на чертеже не показаны) в верхних приустьевых просадочных ММП вокруг скважин. Они залегают до глубины hпм=30 м в толще мерзлых пород и имеют значение массовой льдистости, равное или более 250 кг/м3. Расчет радиусов ореолов протаивания ММП, в частности просадочных пород, которые характеризуются указанной выше льдистостью для глубины 30 м, может быть проведен по формуле (3) с учетом значений температур, полученных с помощью ТИУ 10 для скважин в моменты времени, например 0,54 года и 2,23 года, при термическом сопротивлении конструкции скважины uс=0,57 м·ч·°C/ккал.

Согласно промысловым данным радиусы ρ1 и ρ2 (позиции 17) ореолов протаивания в ММП, залегающих до глубины hпм, соответствуют размерам радиусов (диаметров) образующихся приустьевых провалов 13 вокруг скважин. Размеры этих провалов в приустьевой зоне можно определить. При измерении диаметров провалов в скважинах №1 и №2 можно измерить их глубину с поверхности. Как правило, при визуальном описании формы провалов в основном, с учетом промыслового опыта, выделяют провалы цилиндрической или конусной форм с соответствующими значениями радиусов провалов.

Опыт эксплуатации таких скважин показывает, что приустьевые провалы после их образования на устье должны отсыпаться песком, что обеспечивает безопасный режим работы скважин.

В процессе определения радиусов ореолов протаивания ММП на соседних скважинах на глубине h происходит регистрация момента смыкания радиусов протаивания ММП. При этом происходит смыкание радиальных талых зон, ореолов протаивания ММП в одной точке (см. позицию 18 на чертеже). Это обусловлено выполнением условия ρ1см2см=S (см. приведенное выше выражение 4) в момент первоначального смыкания радиусов ρ1, ρ2.

В дальнейшем, как правило, при проведении мониторинга регистрируется увеличение значения ширины H сквозной талой щели (позиция 20 на чертеже) между скважинами №1 и №2. В этом случае выполняется условие ρ12>S.

При этом условии после определения по формуле (3) радиусов ореолов протаивания и с учетом выполнения неравенства ρ12>S по формуле (5) можно вычислить величину ширины Н (позиция 20 на чертеже) образующейся сквозной талой щели при смыкании радиусов ореолов в двух точках (позиции 19 на чертеже). В момент смыкания ореолов при наличии газогидратной залежи (позиция 5 на чертеже) на скважине №1 при оттаивании-разложении газогидрата в области с радиусом ρ оттаивания (позиция 21 на чертеже) выделяется свободный газ, перемещающийся по направлению 22. Этот газ может перетекать по заколонному негерметичному пространству скважины №1 и к ее устью и по оттаявшим породам (позиция 14 на чертеже) в заколонное пространство скважины №2 (направление показано стрелками 22, 23 на чертеже).

Следует отметить, что проникновение газа с глубины по заколонным пространствам скважин №1 и №2 по оттаявшим породам вокруг этих скважин регистрируется на их устьях.

Таким образом, предлагаемый способ мониторинга теплового взаимодействия скважин с ММП, в котором происходит наблюдение за измеряемыми температурами, а также вычисление радиусов ореолов протаивания ММП, позволяет контролировать теплоизолирующую способность конструкций скважин с определением термического сопротивления uс конструкций скважин. Это позволяет определить техническое состояние конструкций скважин (образование провалов оттаявших пород на устье, заколонные проникновения газа к устью при оттаивании ММП, разложение газогидратных пород вокруг скважин и миграция газа через оттаявшие ММП из одной соседней скважины в другую скважину) и представляет собой удобное средство для исследования скважин.

Рассмотрим пример использования данного способа мониторинга теплового взаимодействия скважин с ММП.

Пример.

Мониторинг теплового взаимодействия скважин с ММП, в процессе которого осуществляется измерение температур флюида (газа) в скважинах и за наружными (обсадными) колоннами скважин (см. чертеж), проводится как на глубине h=100 м, где залегают непросадочные породы - от глубины h до подошвы ММП (значение массовой льдистости на глубине меньше 180 кг/м3), а на глубине до hпм=30 м, где залегают просадочные породы (значение массовой льдистости ММП которых равно и больше 180 кг/м3).

Время τ1 первого измерения температуры флюида внутри одной и другой соседних скважин и температуры за наружными колоннами скважин, отсчитанные от начала их эксплуатации, одинаковое и равно 58,5 часов.

Время τ2 второго измерения температуры флюида внутри исследуемых скважин и температур за наружными колоннами скважин, отсчитанное от начала их эксплуатации, одинаковое и равно 68,5 часа.

Значение температуры tф фазового перехода ММП в исследуемом разрезе скважин при наступлении протаивания в них льда и переходе при этой температуре пород из мерзлого состояния в талое равно -0,20°C.

Время τ0 наступления протаивания ММП, отсчитанное от начала эксплуатации скважин, составило 80,4 часа при фиксации на них в это время температур tц1,=tц2=-0,20°C.

Измеренные значения температур tг1 и tг2 флюида (газа) 8 в отмеченные моменты времени 58,5 часов и 68,5 часов на скважинах были равны tг1=tг2=12,0°C.

Измеренные значения температур tц1, tц2 за наружной колонной каждой скважины в моменты времени τ1 и τ2 до наступления протаивания ММП различались и были равны, соответственно, tц1=-0,50°C и tц2=-0,35°C.

Значение начальной температуры 1 м ММП в скважинах в начале мониторинга (при простое скважин до начала мониторинга) равно - 4,0°C.

Значение расстояния rц местоположения ТИУ за наружной обсадной колонной каждой скважины относительно ее центральной оси равно 0,30 м.

В данном примере тепловые условия эксплуатации соседних скважин одинаковые и соответствуют условиям, приведенным выше для этих скважин.

Мониторинг теплового взаимодействия скважин с многолетнемерзлыми породами (ММП) заключается в том, что теплофизические условия на скважинах месторождения, находящихся в ММП, определяют с помощью устьевых термометров 11 для измерения температур флюида внутри скважин и с помощью ТИУ 10. Далее на основе полученных данных анализируют тепловое взаимодействие скважин с ММП. В данном конкретном случае (см. чертеж) определяют теплофизические условия на скважинах месторождения, характеризующегося наличием в разрезе на глубине h непросадочных ММП.

В каждой скважине ТИУ 10 устанавливают за наружными (обсадными) колоннами для измерения температур tц в заколонном пространстве скважин вблизи ММП. Для измерения температур tц флюида (например, газа) внутри каждой скважины устанавливают устьевые термометры 11. При этом с использованием ТИУ и устьевых термометров регистрируют температуры tц и tг в первый τ1 и второй τ2 текущие моменты времени для каждой скважины, которые отсчитываются от начала их эксплуатации (например, при одновременном начале их эксплуатации) до моментов времени наступления протаивания ММП вокруг каждой из них. Другими словами, измеряются значения температур tг1, tг2 и tц1, tц2 в каждой скважине в моменты времени τ1 и τ2 до наступления протаивания ММП.

При одинаковых теплофизических условиях на соседних скважинах нашего примера полученные выше значения измеренных температур в указанные моменты времени, а также значение момента времени наступления протаивания ММП вводятся в выражение (1), с помощью которого определяют эмпирический коэффициент α, который в данном примере для рассматриваемых скважин равен 0,0205.

Используя значение коэффициента α, значения отмеченных выше измеренных температур флюида tг1=tг2=12,0°C внутри каждой скважины, а также значения измеренных с помощью ТИУ 10 температур tц вблизи ММП в заколонном пространстве обсадных колонн на скважинах в моменты времени τ1, τ2, с помощью выражения (2) оценивают термическое сопротивление конструкции uс каждой скважины. В нашем случае термическое сопротивление конструкции одной скважины равно термическому сопротивлению конструкции другой скважины и равно uс=0,541 м.ч.°C/ккал.

В данном примере момент времени наступления протаивания вокруг скважин оказался одинаковым для первой и второй скважин и равным 80,4 часа. Этот момент времени был определен на скважинах с помощью ТИУ 10. При этом регистрируют измеренные значения температур tц за наружной колонной каждой скважины в момент времени τ0=80,4 часа до наступления протаивания ММП и значение температуры фазового перехода tф=-0,20°C, которая определяет наступление протаивания в ММП.

Затем в моменты времени, превышающие значение времени τ0 наступления протаивания ММП, оценивают с помощью выражения (3) значение радиуса зоны протаивания вокруг каждой скважины в моменты времени τ1, τ2 (при τ10 и τ20). Ход процесса теплового взаимодействия при протаивании приустьевых ММП (до глубины hпм) показывает, что изменяются радиусы зон протаивания, например, вокруг первой скважины в разные моменты времени в период от 0,54 года до 2,23 года с начала эксплуатации скважины. В течение указанного времени (1-3 года) происходит наиболее быстрое развитие (изменение конфигурации) приустьевых провалов 13 (см. чертеж) и на скважине №1 и на скважине №2. В этом случае следует иметь в виду, что до глубины hпм=30 м залегают породы, в которых отмечаются каверны, которые неполностью заполнены цементом (позиция 9). Это все усложняет проведение мониторинга теплового взаимодействия скважин с ММП.

В рассматриваемом примере в отмеченные моменты времени с помощью ТИУ 10 проведены измерения температур tц за наружной колонной до глубины hпм в каждой скважине (например, для каждой скважины это можно осуществить на глубине расположения контакта цемент-порода) с учетом длительности эксплуатации скважины от 0,54 года до 2,23 года и температуры фазового перехода, например, равной tф=0°C. В этот период времени отмечено изменение температуры tц для каждой скважины в пределах от tц=2,55°C до tц=3,72°C.

Таким образом, расчет радиусов зон протаивания вокруг скважин в данном примере проводится для глубины 30 м при значении массовой льдистости ММП, равном 250 кг/м3, и теплопроводности талых пород λт, равной 1,10 ккал/м.ч.°C. Значения радиусов зон протаивания ММП на момент времени τ1=0,54 года для каждой скважины в приустьевой зоне одинаковы и составили:

ρ=0,749 м в момент времени τ1=0,54 года (время эксплуатации скважины) и с учетом проведенного с помощью ТИУ измерения температуры tц, равной 2,55°C.

Полученные данные позволяют проводить анализ теплового взаимодействия скважин с ММП с учетом полученных оценок значений радиусов зон протаивания ММП вокруг скважин и сведений о наличии образования приустьевых провалов вблизи устьев скважин в течение 3 лет с момента наступления протаивания ММП вокруг скважин.

Далее расчет радиусов зон протаивания ММП вокруг скважин №1 и №2 до глубины 30 м показывает следующее:

ρ=1,14 м на момент времени 1,05 года и tц=3,16°C;

ρ=1,60 м на момент времени 2,23 года и tц=3,72°C.

При наличии в приустьевом разрезе до глубины 30 м ММП со значением массовой льдистости, равным приблизительно 250 кг/м3, а также при протаивании ММП в приустьевой зоне с изменением ρ в пределах 0,749-1,60 м, в том числе при наличии, в ряде случаев, не полностью зацементированных каверн в приустьевой зоне образуется провал 13 (см. чертеж). Изменение во времени диаметра d данного провала можно оценить следующим образом:

a) d=2·ρ=2·1,14=2,28 м в первый год эксплуатации скважины при τэ=1,05 года и б) во второй год эксплуатации скважины при τэ=2,23 года он увеличится до значения d=2·ρ=2·1,60=3,20 м. Процесс смыкания зон протаивания ММП до глубины hпм=30 м не исследовался.

Момент смыкания ореолов протаивания вокруг скважин (см. чертеж) осуществляется на глубине h=100 м и характеризуется тем, что значение ширины сквозной талой щели Н между рассматриваемыми скважинами, когда смыкание происходит в одной точке, равно нулю, при этом выполняется условие (4)

ρ 1 с м + ρ 2 с м = S , ( 4 )

где S - расстояние между центральными осями соседних скважин, м;

ρ1см и ρ2см - значения радиусов зон протаивания ММП вокруг первой и второй скважин в момент смыкания, м.

В дальнейшем ведется наблюдение за увеличивающимися значениями радиусов зон протаивания ММП с учетом определяемых значений согласно (3) и значений температур, измеренных с помощью ТИУ. При этом следует проверять выполнение условия (5)

ρ 1 + ρ 2 > S , ( 5 )

где S - расстояние между центральными осями соседних скважин, м;

ρ1 и ρ2 - значения радиусов зон протаивания ММП вокруг первой и второй скважин, м.

Мониторинг в этом случае при протаивании ММП на глубине h проводится с учетом ранее сделанной оценки термического сопротивления конструкций скважин (см. чертеж). Для этого используются выражения (1) и (2). Также можно продолжать оценивать радиусы зон протаивания p1 и p2 вокруг соседних скважин, при этом целесообразно регистрировать время первоначального смыкания τсм (согласно выражения (4) оно определяется при выполнении условия p1см+p2см=S).

При выполнении условия (4) и далее при росте значений радиусов зон протаивания, когда выполняется условие (5), на соседних скважинах начинает расти сквозная талая щель. Ее рост проявляется изменением значения ширины H (см. позицию 20 на чертеже) в зоне смыкания ореолов протаивания (позиция 19).

Шириной сквозной талой щели является расстояние между двумя точками (см. позиции 19, 20 на чертеже) на глубине h, в которых происходит смыкание ореолов протаивания, причем толщина сквозной талой щели равна толщине Δh исследуемого пласта. Здесь следует отметить, что при образовании сквозной талой щели и, соответственно, проницаемого для флюида гидравлического канала шириной Н (позиция 20) между скважинами (при слиянии талых зон 14, 18, 19 на чертеже) регистрируют момент проникновения флюида (газа) из заколонного пространства одной скважины (например, скважины №1) в результате протаивания газогидратных пород 5 вокруг нее и выделения в пласте 5 свободного газа с последующим его проникновением в негерметичное заколонное пространство 23 другой скважины (например, скважины №2).

Значение ширины Н сквозной талой щели при этом определяется с помощью выражения (6):

H = 2 ρ 1 2 ( ρ 1 2 ρ 2 2 + S 2 2 S ) 2 , п р и H > 0, ( 6 )

где S - расстояние между центральными осями соседних скважин, м;

H - значение ширины сквозной талой щели, м;

ρ1 и ρ2 - значения радиусов зон протаивания ММП вокруг первой и второй скважин, м.

Тепловое взаимодействие скважин с ММП сопровождается следующим. По оттаявшим породам пласта, имеющего кровлю на глубине h и подошву 6 при слиянии зон в талых породах вокруг скважин №1 и №2, происходит переток свободного газа (его траектория показана стрелками, обозначенными позициями 22, 23 на чертеже), который проникает из скважины №1 в негерметичное пространство скважины №2 (позиция 23).

При негерметичном цементном кольце на скважине (позиция 9 на чертеже) газ может проникать к устью как скважины №1, так и скважины №2.

Таким образом, происходит образование и рост сквозной талой щели шириной Н (позиция 20 на чертеже) между соседними скважинами в точках смыкания ореолов протаивания.

В результате данного анализа можно делать заключение о степени посадочности ММП в разрезах скважин, наличии вокруг скважин незацементированных каверн, а также о разгерметизации заколонного пространства вокруг скважин при протаивании ММП. Кроме того, можно делать заключение о наличии газогидратосодержащих пород (ГГП), залегающих в пластах ниже подошвы ММП, и о наличии заколонных газопроявлений из ГГП при их протаивании.

По полученным значениям радиусов зон протаивания ММП ρ1 и ρ2 вокруг соседних скважин можно судить о ходе протаивания ММП, регистрируя при этом момент смыкания ореолов протаивания вокруг скважин.

Данные о ходе мониторинга радиусов ρ1 и ρ2 зон протаивания при смыкании ореолов протаивания ММП вокруг соседних скважин приведены в Таблице 1. Она содержит данные, полученные с учетом следующей исходной информации:

S=20 м, rц=0,30 м, λт=1,1 ккал/м·ч·°C, λм=1,4 ккал/м·ч·°C,

Cт=600 ккал/м3°C, Cм=500 ккал/м3·°C, tм=-4,0°C, tг1=15,0°C,

tг2=14,0°C, U1=0,40 м·ч·°C/ккал, U2=0,50 м·ч·°C/ккал.

Приведенные в таблице 1 данные по соседним скважинам №1 и №2 показаны как результат мониторинга после смыкания ореолов протаивания (позиции 19, 20), при котором определяют радиусы ρ1, ρ2 зон протаивания в моменты времени τсм смыкания. При этом при проведении расчетов принимается ρ12.

Реализация данного способа и полученные с помощью него результаты, представленные в таблице 1, позволяют определять условия работы эксплуатирующихся соседних скважин при смыкании в определенное время их ореолов протаивания и росте сквозной талой щели, проницаемой для газа. В этом случае, используя данные таблицы 1, можно также определить тепловой режим работы (эксплуатации) соседних скважин при смыкании их ореолов протаивания.

Продолжая мониторинг теплового взаимодействия скважин с ММП далее, следует иметь в виду следующее. Сопоставление изменяющихся со временем значений радиусов ρ1 и ρ2 зон протаивания и значений ширины сквозной талой щели Н с параметрами контролируемого процесса проникновения газа, образующегося в ГТП и перетекающего из заколонного пространства одной скважины по оттаявшим ММП через сквозную талую щель в заколонное пространство другой скважины, позволяет определить момент возможной остановки эксплуатации скважин для проведения на них контрольных и ремонтных работ по предотвращению заколонных газопроявлений.

При оттаивании ГГП свободный выделившийся высоконапорный газ проникает (позиции 22 на чертеже) через оттаявшие верхние ММП и негерметичное заколонное пространство к устью скважины №1. В данном случае при гидратонасышенности пород (содержание газогидратов в одном кубическом метре (м3) равно 0,62-0,87 кг/м3), прилегающих к скважине №1 (позиция 5), газопроявления при эксплуатации скважины №1 за время 0,5-2,5 года при выходе газа на ее устье в атмосферу составят, соответственно, 3,0-2,7 м3/сут (при гидратонасыщенности, равной 0,62 кг/м3) и 4,2-3,9 м3/сут (при гидратонасыщенности, равной 0,87 кг/м3). При этом температура добываемого флюида в скважине равна tг=25,0°C, а термическое сопротивление ее конструкции равно uс=0,35 м·ч·°C/ккал (нетеплоизолированная скважина). Радиусы зон протаивания ГГП на скважине №1 равны и находятся в интервале значений 5,7-11,9 м.

При теплоизоляции скважин №1 и №2 (скважины становятся теплоизолированными), в рассматриваемом примере uс составляет 1,8-3,0 м·ч·°C/ккал, а гидратонасыщенность окружающих скважины пород равна, например, 0,62 кг/ м3, интенсивность газопроявлений на их устьях (если газогидратный пласт прослеживается в обеих скважинах на отмеченной глубине, соответствующей позиции 5 на чертеже) при длительности их эксплуатации 0,5-2,5 года и tг=25,0°C снижается до величины 1,1-1,2 м3/сут. За данный промежуток времени радиусы, определяющие зоны оттаивания ГГП (см. позицию 21 на чертеже), находятся в интервале значений: 3,54-7,67 м в случае uс=1,8 м·ч·°C/ккал.

При uс=3,0 м·ч·°C/ккал и значениях радиусов зон протаивания, находящихся в интервале значений 2,76-6,03 м, показатели газопроявлений могут быть снижены до значений 0,72-0,69 м3/сут.

При своевременной отсыпке, например песком, образующихся приустьевых провалов и промораживании заколонных пространств в приустьевой зоне скважин проникновение газа в заколонное пространство скважин может быть предотвращено.

Отсыпка образовавшихся провалов проводится на скважинах в теплые периоды (например, весенне-летний и/или осенний) при освобождении площадки вокруг скважины от снега и/или до начала зимы. Это обязательно осуществляется 1-2 раза в году для предотвращения возникновения осложнений на скважинах в первые годы их эксплуатации при интенсивном образовании и росте приустьевых провалов.

В случае наблюдения за теплоизолированными скважинами данный способ мониторинга позволяет, как показано выше в примере, оценить качество теплоизоляции скважин и ее влияние на снижение темпов оттаивания ММП и ГГП вокруг скважин.

Использование данного изобретения позволяет повысить эффективность мониторинга теплового взаимодействия скважин с ММП за счет создания эффективного полифункционального мониторинга состояния многолетнемерзлых пород. Данный способ позволяет также осуществлять оценку теплового взаимодействия действующих эксплуатационных скважин с ММП, определить термические сопротивления конструкций скважин, радиусы зон протаивания при смыкании ореолов протаивания, а также регистрировать переток газа из заколонного пространства одной скважины в заколонное пространство другой соседней скважины куста.

Таблица 1
Данные о размерах радиусов ρ1 и ρ2 зон протаивания при смыкании ореолов протаивания ММП вокруг соседних скважин
Расчетное расстояние между центральными осями соседних скважин S, м Расчетная ширина сквозной талой щели Н, м Тепловременные режимы работы соседних скважин
Скважина №1 Скважина №2
Радиус зоны протаива
ния ρ1, м
Температура на внешнем радиусе цементного кольца tц1, °C Время протаивания и смыкания ореолов τсм, годы Радиус зоны протаивания ρ2, м Температура на внешнем радиусе цементного кольца tц2, °C Время протаивания и смыкания ореолов τсм, годы
ρ12=S
20,00 0 10,40 8,43 23,26 9,60 7,01 23,26
ρ12>S
20,62 5,02 10,71 8,46 29,83 9,91 7,04 29,83
22,37 10,0 11,62 8,54 36,68 10,75 7,12 36,68

Способ мониторинга теплового взаимодействия скважин с многолетнемерзлыми породами (ММП), заключающийся в том, что теплофизические условия на скважинах месторождения, находящихся в ММП, определяют с помощью термометрических устройств (ТИУ), на основе полученных данных анализируют тепловое взаимодействие скважин с ММП, отличающийся тем, что определение теплофизических условий осуществляют на двух соседних скважинах куста месторождения, характеризующихся наличием в разрезе ММП и их протаиванием, приводящим к осложнениям при протаивании, при этом в каждой скважине ТИУ устанавливают за наружными обсадными колоннами для измерения температуры в заколонном пространстве скважины вблизи ММП и на устье скважины для регистрации температуры флюида внутри каждой скважины в первый τ1 и второй τ2 текущие моменты времени для каждой скважины, которые отсчитывают от начала ее эксплуатации до момента времени τ0 наступления протаивания ММП вокруг каждой из них, полученные значения измеренных температур в указанные моменты времени, а также значение момента времени наступления протаивания ММП вводят в выражение (1), с помощью которого определяют эмпирический коэффициент α, зависящий от температуропроводности пород
ln ( 1 + α τ 1 r ц 2 ) ln ( 1 + α τ 2 r ц 2 ) = ( t ц 1 t м ) ( t г 2 t ц 2 ) ( t г 1 t ц 1 ) ( t ц 2 t м ) , τ 1 < τ 2 τ 0 ( 1 )
где τ1 - время первого измерения температуры флюида внутри каждой скважины и температуры за наружной колонной каждой скважины, отсчитанное от начала ее эксплуатации, часы;
τ2 - время второго измерения температуры флюида внутри каждой скважины и температуры за наружной колонной каждой скважины, отсчитанное от начала ее эксплуатации, часы;
τ0 - время наступления протаивания ММП, отсчитанное от начала эксплуатации скважины, часы;
tг1, tг2 - измеренные значения температур флюида в каждой скважине в моменты времени τ1 и τ2 до наступления протаивания ММП, °C;
tц1, tц2 - измеренные значения температур за наружной колонной каждой скважины в моменты времени τ1 и τ2 до наступления протаивания ММП, °C;
α - эмпирический коэффициент, м2/час;
tм - значение начальной температуры ММП в каждой скважине в начале мониторинга, °C;
rц - значение расстояния местоположения ТИУ за наружной обсадной колонной каждой скважины относительно ее центральной оси, м,
используя значение коэффициента α, значения измеренных температур флюида внутри каждой скважины, а также значения измеренных с помощью ТИУ температур вблизи ММП в заколонном пространстве обсадной колонны в моменты времени τi, с помощью выражения (2) оценивают термическое сопротивление конструкции каждой скважины
u с = ( t г i t ц i ) ln ( 1 + α τ i r ц 2 ) 4 π λ м ( t ц i t м ) , ( 2 )
где uс - термическое сопротивление конструкции каждой скважины, м·ч·°C/ккал;
λм - коэффициент теплопроводности ММП, ккал/м·ч·°C;
α - эмпирический коэффициент, м2/час;
τi - время измерения температуры флюида внутри каждой скважины и температуры за наружной колонной каждой скважины, отсчитанное от начала ее эксплуатации, часы;
tгi - измеренное значение температуры флюида в каждой скважине в момент времени τi до наступления протаивания ММП, °C;
tцi - измеренное значение температуры за наружной колонной каждой скважины в момент времени τ1 до наступления протаивания ММП, °C;
tм - значение начальной температуры ММП в каждой скважине в начале мониторинга, °C;
rц - значение расстояния местоположения ТИУ за наружной обсадной колонной каждой скважины относительно ее центральной оси, м;
π - безразмерный коэффициент, равный 3,1416;
i - индекс, соответствующий моменту осуществления измерения на каждой из двух скважин,
после этого с момента времени τ0 наступления протаивания ММП, которое определяют с помощью ТИУ достижением измеренного значения температуры tц за наружной колонной каждой скважины в момент времени τ0 наступления протаивания ММП значения температуры фазового перехода tф, соответствующей наступлению протаивания льда в ММП, оценивают с помощью выражения (3) значение радиуса протаивания вокруг каждой скважины
ρ = r ц exp ( u с λ Т t ц t ф t г t ц ) , ( 3 )
где ρ - значение величины радиуса протаивания ММП вокруг каждой скважины, м;
λт - коэффициент теплопроводности талых пород, ккал/м·ч·°C;
uс - термическое сопротивление конструкции каждой скважины, м·ч·°C/ккал;
tф - значение температуры фазового перехода ММП в исследуемом разрезе скважины при протаивании в них льда и переходе при этой температуре пород из мерзлого состояния в талое, °C;
tг - измеренное значение температуры флюида в каждой скважине в момент времени, значение которого превышает значение момента времени τ0 наступления протаивания ММП и характеризует процесс протаивания ММП, °C;
tц - измеренное значение температуры за наружной колонной каждой скважины в момент времени, значение которого превышает значение момента времени τ0 наступления протаивания ММП и характеризует процесс протаивания ММП, °C;
rц - значение расстояния местоположения ТИУ за наружной обсадной колонной каждой скважины относительно ее центральной оси, м;
π - безразмерный коэффициент, равный 3,1416,
затем анализируют тепловое взаимодействие скважин с ММП с учетом полученных оценок значений радиусов протаивания ММП вокруг каждой скважины в приустьевой зоне и сведений о наличии образования приустьевых провалов вблизи устьев скважин с определением диаметров и глубин провалов в течении 1-3 лет с момента наступления протаивания ММП вокруг скважин, в результате этого делают заключение о степени посадочности ММП в приустьевых разрезах скважин, наличии вокруг скважин незацементированных каверн, а также при регистрации газа на устьях скважин во время их эксплуатации делают заключение о разгерметизации заколонного пространства скважин при обнаружении в нем в приустьевой зоне и в межколонном пространстве газа при протаивании ММП, о наличии газогидратосодержащих пород (ГГП), залегающих в пластах ниже подошвы ММП, и их оттаивании и наличии заколонных газопроявлений из ГГП, далее по полученным значениям радиусов зон протаивания ММП вокруг соседних скважин судят о ходе протаивания ММП в них, выявляя момент смыкания ореолов протаивания вокруг скважин, характеризующийся тем, что значение ширины сквозной талой щели Н между рассматриваемыми скважинами, когда смыкание происходит в одной точке, равно нулю при выполнении условия (4)
ρ 1 с м + ρ 2 с м = S , ( 4 )
где S - расстояние между центральными осями соседних скважин, м;
ρ1см и ρ2см - значения радиусов зон протаивания ММП вокруг первой и второй скважин в момент смыкания, м,
при дальнейшем наблюдении за увеличивающимися значениями радиусов зон протаивания ММП, определяемыми согласно (3), по проводимым с помощью ТИУ измерениям температур при выполнении условия (5)
ρ 1 + ρ 2 > S , ( 5 )
где S - расстояние между центральными осями соседних скважин, м;
ρ1 и ρ2 - значения радиусов зон протаивания ММП вокруг первой и второй скважин, м,
ширину сквозной талой щели Н оценивают с помощью следующего выражения (6):
H = 2 ρ 1 2 ( ρ 1 2 ρ 2 2 + S 2 2 S ) 2 , п р и H > 0, ( 6 )
где S - расстояние между центральными осями соседних скважин, м;
H - значение ширины сквозной талой щели, м;
ρ1 и ρ2 - значения радиусов зон протаивания ММП вокруг первой и второй скважин, м,
при этом, оценивая изменяющиеся во времени значения радиусов зон протаивания ρ1 и ρ2 и соответствующее им значение ширины сквозной талой щели H с учетом количества проникающего при протаивании ГГП газа к устьям скважин, прогнозируют их техническое состояние.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области контроля и измерения технологических параметров работы погружного электродвигателя и насосного агрегата при эксплуатации установок электроцентробежных насосов (УЭЦН).

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для прогнозирования изменения характеристик призабойной зоны нефтегазосодержащих пластов.

Изобретение относится к нефтяной отрасли, а именно к методам пообъектного учета продукции каждой из эксплуатационных скважин при одновременном (совместном) поступлении в каждую из них продукции из двух пластов.

Группа изобретений относится к буровым долотам и к способам оценки их состояния. Буровое долото включает корпус с по меньшей мере одной калибрующей накладкой; группу акселерометров, включающих радиальный и тангенциальный акселерометры для определения радиального и тангенциального ускорений долота; и модуль анализа данных, включающий процессор, запоминающее устройство и порт связи и выполненный с возможностью: осуществления выборки информации об ускорении от акселерометров за время анализа; внесения информации об ускорении в запоминающее устройство для получения временного хода ускорения; анализа временного хода ускорения для определения расстояния, пройденного по меньшей мере одной калибрующей накладкой; анализа временного хода ускорения для определения по меньшей мере одного периода резания накладки и по меньшей мере одного периода скольжения накладки; и оценки износа калибрующей накладки на основании анализа пройденного расстояния, по меньшей мере одного периода резания накладки и по меньшей мере одного периода скольжения накладки.

Изобретение относится к геофизике. Сущность: способ включает определение пористости трещин и расчет показателя удельного сопротивления на различных глубинах трещинного коллектора на основе данных, полученных при помощи керна полного диаметра, и отображения данных каротажного зондирования; создание модели перколяционной сетки, сочетающей матрицу и трещину, при известных особенностях структуры пор; калибровку результатов численного моделирования в соответствии с моделью перколяционной сетки на основе данных эксперимента с использованием керна и анализа результатов, полученных при использовании герметизированого керна, с последующим установлением зависимости между показателем удельного сопротивления (I) и водонасыщенностью (Sw) при различной трещинной пористости; расчет насыщенности трещинного коллектора углеводородами посредством подбора интерполяционной функции.

Изобретение относится к области горного дела, в частности к измерению и регистрации физических параметров флюида в условно-горизонтальных скважинах, и может быть использовано при проведении геофизических исследований.

Изобретение относится к системам передачи телеметрической информации для морских буровых установок. Техническим результатом изобретения является повышение надежности, чувствительности, а также снижение энергетического потенциала электромагнитного канала передачи телеметрической информации при меньшем количестве приборов, необходимых для передачи телеметрической информации с забоя шельфовой скважины на морскую платформу.

Изобретение относится к области нефтепромысловой геофизики и может быть использовано при проведении геофизических исследований наклонных и горизонтальных нефтяных и газовых скважин.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке продуктивного пласта и определении параметров продуктивного коллектора.

Группа изобретений относится к горному делу, в частности к геофизическим исследованиям скважин, и может быть использовано для осмотра скважин при проведении ремонтных работ.

Изобретение относится к подводным устьевым устройствам, обеспечивающим проведение потока углеводородов из нефтяной и/или газовой скважины. Техническим результатом является снижение требований к подводному устьевому оборудованию в отношении стойкости к механическим воздействиям в сочетании с повышенными температурами, исключая тем самым использование дорогостоящих компонентов.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, преимущественно к добыче вязкой и сверхвязкой нефти, а также может быть использовано для интенсификации добычи нефти, осложненной вязкими составляющими и отложениями.

Изобретение относится к системам и способам для обработки подземного пласта. Система термической обработки in situ для добычи углеводородов из подземного пласта, содержит саморегулирующийся ядерный реактор; систему труб, по меньшей мере, частично расположенную в активной зоне саморегулирующегося ядерного реактора, с первым теплоносителем, циркулирующим через систему труб и теплообменник.

Группа изобретений относится к способам и системам, предназначенным для добычи углеводородов, водорода и/или других продуктов из различных подземных пластов. Система тепловой обработки внутри пласта для добычи углеводородов из подземного пласта содержит саморегулирующийся ядерный реактор, трубопровод, по меньшей мере, частично расположенный в активной зоне саморегулирующегося ядерного реактора, с первой теплообменной средой, циркулирующей через трубопровод, и теплообменник, через который проходит указанная первая теплообменная среда и нагревает вторую теплообменную среду.

Группа изобретений относится к области устранения или уменьшения отложений твердых частиц, таких как твердые частицы парафина, в подводном трубопроводе, по которому транспортируют углеводородные флюиды.

Изобретение относится к газовой и нефтяной промышленности, в частности к охлаждающим устройствам буровых скважин, и предназначено для эксплуатации скважин в районах кавернозных, многолетнемерзлых пород (ММП).

Изобретение относится к нефте- и газодобывающей промышленности и предназначено для активизации и возобновления притоков в нефтяных и газовых скважинах. .

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к тепловой обработке призабойной зоны скважин, и может быть использовано в нефтегазодобывающей и горнорудной промышленности.

Изобретение относится к горному делу и может применяться для тепловой обработки продуктивного пласта высоковязкой нефти, восстановления гидравлической связи пласта со скважиной, увеличения нефтеотдачи пластов с высоковязкой нефтью и дебита скважин.

Группа изобретений относится к способу и системам регулирования температуры текучих сред, добываемых из коллектора для предотвращения перегрева смежного геологического пласта. Охлаждающая текучая среда подается через кольцевое пространство, образованное между эксплуатационной колонной насосно-компрессорных труб и эксплуатационной обсадной колонной, сообщающимися текучей средой с коллектором. Охлаждающая текучая среда смешивается с текучей средой коллектора, и текучие среды получают через эксплуатационную колонну насосно-компрессорных труб. Температура добываемых текучих сред регулируется или уменьшается теплообменом с охлаждающей текучей средой, подаваемой через кольцевое пространство для предотвращения чрезмерного рассеяния тепла в геологический пласт. Техническим результатом является повышение эффективности тепловой защиты пласта и регулирования температуры текучих сред. 3 н. и 17 з.п. ф-лы, 1 ил.
Наверх