CC BY
13
УДК 622.032
ОБ УПРАВЛЕНИИ ПАРЛИФТНОЙ ДОБЫЧЕЙ ПРИ РАЗРАБОТКЕ МУТНОВСКОГО ГЕОТЕРМАЛЬНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
(КАМЧАТКА)
А. Н. Шулюпин, А. А. Любин, Н. Н. Варламова
Рассмотрен вопрос управления объемом добычи на месторождениях, разрабатываемых с использованием парлифта. Для учета изменений требуемого расхода добываемого теплоносителя с длинным периодом, например, сезонным, предложено использовать комбинированный способ: дискретный (останов или ввод одной, или нескольких добычных скважин) и плавный (путем регулирования расхода отдельных скважин). В случае изменений с коротким периодом, например, суточным, предлагается использовать только плавное регулирование, которое следует осуществлять, контролируя параметр, непосредственно указывающий на расход, например, динамическое давление потока, или перепад давления на фиксированном местном сопротивлении. Установлено, что существующий фонд добычных скважин Мутновского геотермального месторождения не позволяет эффективно осуществлять плавное регулирование расхода - при вводе или останове одной типовой скважины требуется установка средств регулирования на 4 скважинах. Установлено, что при переходе к освоению глубоких горизонтов до 4 км возможность регулирования расхода увеличивается в 8 раз.
Ключевые слова: геотермальное месторождение, добычная скважина, пар-лифт, управление добычей, устьевое давление, регулирование расхода.
Современное развитие общества невозможно представить без использования возобновляемых источников энергии. Опыт европейских стран показал, что ставка на ветровую и солнечную энергетику не может полностью покрыть потребности в электричестве, указанные направления имеют существенную зависимость от неуправляемых внешних факторов, таких как сила ветра и уровень инсоляции, и без решения проблемы накопителей энергии способны обеспечить общее электропотребление только на 15.. .18% [1]. К числу возобновляемых источников энергии относятся геотермальные ресурсы, использование которых лишено указанных недостатков.
Освоение геотермальных ресурсов является перспективным и быстро развивающимся направлением мировой энергетики [2 - 4]. Масштабы развития данного направления уже выходят за рамки субсидируемых проектов, все чаще освоение геотермальных ресурсов осуществляется на коммерческой основе. Это на фоне возрастания интереса к возобновляемым источникам энергии в мире вообще и к геотермальной энергетики в частности, определяет смещение акцентов в исследованиях. Наряду с новыми перспективными исследованиями, например, в области усовершенствованных геотермальных систем [5 - 8] и извлечения геотер-
мальной энергии без подъема глубоких флюидов на поверхность [9 - 12], повышенное внимание уделяется эффективности используемых технологий [4].
Крупнейшим отечественным геотермальным месторождением является Мутновское (Камчатка) [13], обеспечивающее работу двух геотермальных электростанций (ГеоЭС) общей установленной мощностью 62 МВт, которые вырабатывают более 80 % отечественной электроэнергии на геотермальных ресурсах. Разработка данного месторождения осуществляется добычными скважинами, поднимающими теплоноситель на поверхность за счет парлифта, который можно охарактеризовать как естественный газлифт, обусловленный облегчением флюида в стволе скважины вследствие вскипания поступающих из пласта горячих вод. Заметим, что все отечественные геотермальные месторождения, обеспечивающие работу геотермальных электростанций, и большинство аналогичных объектов мира разрабатываются с использованием парлифта.
Парлифт, являясь естественным процессом, трудно управляем. Поэтому электростанции, обеспечиваемые месторождениями, разрабатываемыми с использованием парлифта, как правило, работают в базовом режиме, т.е. в режиме постоянной мощности. В таком режиме обычно работают Мутновские ГеоЭС, находящиеся в единой системе с другими генерирующими объектами, за счет которых осуществляется компенсация пиковых нагрузок. Развитие геотермальной энергетики и связанное с этим увеличение ее доли в изолированной энергосистеме, сопровождается обострением проблем с компенсацией пиковых нагрузок. Это обуславливает актуальность вопроса об управлении объемами добычи на месторождениях, разрабатываемых с использованием парлифта. Ввиду планов по расширению Мутновских ГеоЭС в настоящей работе исследуется данный вопрос.
Способы управления парлифтной добычей. Кроме сложности собственно технологического обеспечения процесса управления пар-лифтной скважиной, существенным фактором против такого решения является термические нагрузки на обсадную колонну, вызываемые любыми изменением режима работы скважины. Скважина, обсадная колонна которой представляет собой трубу без компенсаторов температурного расширения, имеет длину до 2 км и более. Любые изменения параметров течения в ее стволе сопряжены с изменениями давления, что в пароводяном потоке приводит к изменению температуры. Например, изменение давления с 7 до 8 бар приводят к увеличению температуры пароводяной смеси в соответствии с линией насыщения на 5,5 К. В том числе поэтому при работе ГеоЭС в пиковом режиме (с переменной мощностью, например, Паужетская ГеоЭС на Камчатке) объем добычи ориентируется на максимальную нагрузку, а в случае падения нагрузки часть добытого теплоносителя идет на сброс.
Рассмотренное простейшее решение, когда управление осуществляется в отношении поступающего к турбинам теплоносителя, а разработка месторождения осуществляется с неизменным расходом, имеет ряд существенных недостатков. Во-первых, сброс невостребованного теплоносителя фактически является технологическими потерями, снижающими эффективность использования ресурсов месторождения. Во-вторых, увеличенный, за счет невостребованного теплоносителя, объем добычи флюида, содержащего вредные компоненты, создает дополнительные сложности в части защиты окружающей среды, тем более, что сброс газовой фазы, как правило, осуществляется без очистных мероприятий непосредственно в атмосферу. Указанные обстоятельства обосновывают поиск решений по управлению парлифтной добычей при разработке месторождения. Сопоставление оценок позитивных последствий таких решений с оценками негативного влияния изменения температуры в стволе добычной скважины (отсутствующими в настоящее время) позволит в дальнейшем определять пути повышения эффективности разработки месторождений.
Наиболее простым способом управления парлифтной добычей на месторождении является дискретное влияние путем приостановления добычи или введения в эксплуатацию одной или группы скважин. Такой способ эффективен в отношении плановых вариаций нагрузки с длинным периодом, например, сезонных. Недостатком этого способа является сложность процедуры возобновления работы скважины, требующей в отдельных случаях существенных затрат, включая время на подготовительные работы. Поэтому данный способ неэффективен в отношении вариаций нагрузки с малым периодом. Кроме того, способ характеризуется значительным шагом дискретности, не обеспечивающим плавность изменения нагрузки. Например, отключение одной добычной скважина на Мутновском месторождении приводит к снижению вырабатываемой мощности станции, в среднем, на 5 МВт.
К способам управления добычей можно, с некоторыми допущениями, отнести строительство новых скважин и меры, направленные на обеспечение устойчивой работы добычной скважины в режиме парлифта [14]. Однако эти способы, влияющие на достигаемый уровень добычи, не имеют непосредственного отношения к исследуемому в настоящей работе вопросу управления объемом добычи для компенсации пиковых нагрузок на станции.
Способом, позволяющим плавно изменять расход добываемого флюида, является управление устьевым давлением. Управление устьевым давлением можно осуществлять как на одиночной скважине, так и на группе скважин, например, регулируя давление в групповом сепараторе. Каждая добычная скважина имеет свой, часто весьма узкий, диапазон возможного изменения расхода, зависящий как от характеристик соб-
ственно скважины и питающего пласта, так и от технологии обеспечения изменения устьевого давления. Например, дросселирование потока вблизи устья скважины будет выступать фактором, повышающим устойчивость режима работы, т.е. сдерживать развитие неустойчивости в ее стволе, в то время как повышение давления в групповом сепараторе будет приближать возникновение неустойчивости [14]. Поэтому, а также для снижения риска самозадавливания (самопроизвольного прекращения работы) наименее продуктивных скважин, объединенных в систему с единым регулирующим органом, предпочтительным представляется организация управления устьевым давлением путем дросселирования потока вблизи устья отдельных добычных скважин.
Оценка влияния устьевого давления на расход. Рассмотрим задачу управления парлифтной добычей на примере Мутновского месторождения. Как было отмечено, за основу целесообразно принять решение об организации управления устьевым давлением путем регулируемого дросселирования потока вблизи устья отдельных добычных скважин.
Графики производительности, отражающие зависимость расхода скважины от устьевого давления, отличаются разнообразием [15, 16], причем производительность скважин в процессе эксплуатации снижается. Заметим, что полнота определяемых опытным путем графиков производительности зависит от технологии проведения измерений [14]. Выводы, основанные на анализе конкретных, определенных опытным путем графиков производительности, будут недостаточно корректны, и иметь частный характер. В этой связи в основе анализа целесообразно использовать характеристики типовой скважины с заданным способом регулирования устьевого давления, влияющего на полноту графика производительности. Согласно расчетам, представленным в [16], надежная область расходов, соответствующая устойчивой работе типовой скважины при изменениях устьевого давления, невелика, поэтому представляется целесообразным также рассмотрение планируемой к строительству на Мутновском месторождении глубокой скважины (4 км), которая имеет значительно большую область расходов для устойчивой работы.
Примем конструкцию типовой скважины Мутновского месторождения: скважина вертикальная, глубина 2000 м, внутренний диаметр до глубины 1100 м составляет 0,225 м, глубже 1100 м - 0,152 м, верхняя граница области питания находится на глубине 1400 м. Скважина эксплуатируется при устьевом давлении 7 бар, имея расход и энтальпию смеси 40 кг/с и 1200 кДж/кг. Дросселирование потока вблизи устья будем описывать квадратичной зависимостью перепада давления от расхода, соответственно для устьевого давления имеем
= Ре + , (!)
где рм> и ре - давление на устье и в системе сбора теплоносителя после дросселирования, Па; О - массовый расход, кг/с; к - коэффициент дросселирования, (кгм)-1.
Конструкцию планируемой к строительству глубокой вертикальной скважины 4000 км принимаем: внутренний диаметр до глубины 1200 м составляет 0,302 м, в интервале 1200... 2600 м - 0,225 м, глубже 2600 м -0,152 м, верхняя граница области питания находится на глубине 3400 м. Энтальпия флюида - 1400 кДж/кг.
Характеристики типовой скважины, рассчитанные с помощью программы "^ЕЬЬ-4 [14] с учетом зависимости устьевого давления от расхода по формуле (1), для различных коэффициентов дросселирования, характеризующих степень прикрытия регулирующей арматуры, представлены на рис. 1. Давление в системе сбора теплоносителя, соответствующее устьевому давлению при отсутствии дросселирования, принималось 7 бар. Для исключения необходимости анализа особенностей взаимодействия пласта со скважиной в области питания, существенно, усложняющего задачу, расчет осуществлялся до верхней границы питающего пласта, отметка которой принималась забоем. На графике также представлена типовая характеристика пласта в виде прямой линии, что соответствует стационарному притоку при линейном законе фильтрации в пласте, проведенной через опытные типовые точки, соответствующие нулевому расходу (70 бар) и расходу 40 кг/с при устьевом давлении без дросселирования (к = 0) 7 бар.
20 -1-1-1-1-1
О 10 20 „ , 30 40 50
Расход, кг/с
Рис. 1. Характеристики типовой скважины при различных коэффициентах дросселирования (указаны на линиях) и пласта
(прямая линия)
Аналогичные характеристики планируемой к строительству глубокой скважины [16], представлены на рис. 2. Давление в системе сбора теплоносителя также принималось 7 бар, а устьевые давления рассчитывались по формуле (1), под забоем принималась верхняя граница области питания. Начальная точка характеристики пласта (при нулевом расходе) соответствовала давлению в пласте на глубине 1400 м 70 бар (как в случае типовой скважины) и на глубине 3400 м, принятой для забоя, с учетом плотности флюида в пласте составила 210 бар. Принимая во внимание, что в обоих случаях конструкция скважин в области питания остается неизменной, угол наклона характеристики пласта во втором случае принимался таким же, как и в первом.
250 225 ю 200
<и
Í 175
<D
¡150
и
§ 125
I 100
75
50 I i i i i i i i i i >
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100
Расход, кг/с
Рис. 2. Характеристики глубокой скважины (4 км) при различных коэффициентах дросселирования (указаны на линиях) и пласта
(прямая линия)
Графики производительности скважин, построенные по расходам и устьевым давлениям, соответствующим точкам пересечения характеристик скважин и пласта (некоторые характеристики скважин, не имеющие качественных отличий и затрудняющие восприятие не приведены на рис. 1 и 2), приведены на рис. 3.
Диапазон регулирования расхода путем дросселирования вблизи устья. Согласно рис. 3 диапазон возможного регулирования расхода типовой скважины составляет 33 кг/с - от 40 до 7 кг/с. При этом, учитывая наличие инверсии графика производительности, контролируемым параметром целесообразно выбирать не устьевое давление, а некоторую величину, непосредственно указывающую на расход, например, ди-
намическое давление потока, или перепад давления на фиксированном местном сопротивлении.
100 -|
80 ■
1 60 ■ §
х
3 40 -сц
20 ■
0 ■
5
Рис. 3. Графики производительности типовой (1) и глубокой (2)
скважин
Указанный диапазон не следует рекомендовать как средний для существующих скважин Мутновского месторождения. Во-первых, до настоящего времени неясен механизм самозадавливания скважин при наличии стабилизирующего эффекта вблизи устья. Как показано в [16], рассмотренная типовая скважина обладает внутренней устойчивостью при расходах выше 32 кг/с, работа с меньшими расходами возможна только при наличии стабилизирующего эффекта на устье. При этом в стволе скважины должны существовать значительные участки, в которых развивается локальная неустойчивость [14], формирующая кластеры, которые, гипотетически, в контексте рассматриваемой неустойчивости, могут быть относительно устойчивыми (т.е. темпоральная неустойчивость рождает конвективную). Очевидно, развитие неустойчивости в скважине, приводящей к ее самозадавливанию, будет определяться механизмом взаимодействия указанных кластеров со средствами стабилизации потока на устье, который еще не изучен. Вопрос о том, при каком расходе начнется самозадавливание в настоящее время открыт, и нельзя исключать это при расходах выше 7 кг/с.
Во-вторых, существующие скважины соединены с трубопроводом пароводяной смеси, который может быть как стабилизирующим, так и дестабилизирующим фактором режима работы скважины. При строительстве существующих трубопроводов проектные решения основывались на
расчетах по программе MODEL [15], и в части обеспечения устойчивости предусматривался резерв на возможное снижение расхода в процессе эксплуатации на 20... 30 %. Для расхода 40 кг/с резерв в 25 % определяет возможный диапазон регулирования 10 кг/с, а расход менее 30 кг/с сопряжен с возможностью возникновения неустойчивости в трубопроводе.
В-третьих, квадратичная зависимость перепада давления от расхода на дросселирующем элементе является не единственно возможной. Стабилизирующий эффект определяется производной перепада давления при дросселировании от расхода. Анализ формулы (1) для данной производной приводит к выражению
d(Pw - Pe ) = 2(Pw - Pe ) (2)
dG G ()
При меньшей зависимости перепада давления расхода, стабилизирующий эффект будет меньше. Нетрудно убедиться, например, что в случае линейной зависимости стабилизирующий эффект будет в два раза меньше. Меньший стабилизирующий эффект сузит возможный диапазон регулирования расхода. При отсутствии такого эффекта диапазон составит лишь 8 кг/с - от 40 до, как было отмечено, 32 кг/с.
Диапазон возможного регулирования расхода глубокой скважины, согласно рис. 3 составляет 80 кг/с - от 87 до 7 кг/с. При этом, как и в предыдущем случае, без учета стабилизирующего эффекта вблизи устья диапазон значительно уже и согласно представленным в [16] графикам производительности составит 39 кг/с - от 87 до 48 кг/с.
Заметим, что в случае регулирования расхода глубокой скважины существует риск возникновения критического потока на дросселирующем элемента, что снизит стабилизирующий эффект по сравнению с оценкой по формуле (2). При возникновении критического потока, его параметры не зависят от давления вниз по потоку. Перепад давления на дросселирующем элементе будет представлять разность устьевого давления и давления критического истечения. При этом для критического потока с высокой точностью приближения имеем [14]
Pc = BPw; (3)
G = KPc, (4)
где рс - давление критического истечения, Па; е - коэффициент, зависящий от фазового состава смеси; K - коэффициент, зависящий от площади сечения критического потока и энтальпии заторможенного потока смеси, (м-с).
Учитывая независимость коэффициентов от расхода, из формул (3) и (4) для производной перепада давления при дросселировании получаем
д( p w - Рс ) Pw dG G
(1 -в). (5)
Сравним величины, определяющие стабилизирующий эффект по формулам (2) и (5), полагая, что при квадратичной зависимости перепада давления от расхода эффект больше:
2(Рм - Ре ) > (1 "е)Рм ■ (6)
Подставляя среднее для условий Мутновского месторождения значение е = 0,5 [15], из (6) получаем
Ре < 0.75Рм, (7)
и, учитывая (3),
Ре < 1.5Рс ■ (8)
Поскольку давление истечения в критическом потоке всегда выше давления после дросселирования (рс > ре), условие (8) будет справедливо всегда. Следовательно, стабилизирующий эффект при квадратичной зависимости перепада давления от расхода всегда больше эффекта, имеющего место при возникновении критического потока.
Учитывая необходимость превышения давления критического истечения над давлением после дросселирования, с учетом (3) получаем необходимое условие для осуществления критического потока:
Рw > Ре 1 е ■ (9)
Управление добычей путем регулирования расхода скважин.
Как уже отмечалось, управление расходом целесообразно осуществлять путем дросселирования потока вблизи устья отдельных добычных скважин, выбирая в качестве контролирующего параметра не устьевое давление, а некоторую величину, непосредственно указывающую на расход. Такое решение не только снизит риск самозадавливания наименее продуктивных скважин, объединенных в систему с единым регулирующим органом, но и позволит расширить диапазон регулирования расхода за счет инверсионной части графика производительности.
Ключевыми исходными данными, определяющими дальнейшие решения, являются принимаемый к управлению период пиковых нагрузок, и диапазон изменения необходимого объема добычи (расхода) теплоносителя. Если учитываются изменения с длинным периодом, например, сезонные, то рационально использовать комбинированный способ: дискретный (останов или ввод одной, или нескольких скважин), и плавный (путем управления расходом отдельных скважин), обеспечивающий плавный переход между дискретным управлением. Если учитываются изменения с коротким периодом, например, суточные, то рационально использовать только плавное регулирование.
Дискретное регулирование уровня добычи не требует особых комментариев. Плавное регулирование, рекомендуемое к применению вне зависимости от периода пиковых нагрузок, требует уточнения рекомендаций. Рассмотрим возможные решения по плавному регулированию уровня добычи на Мутновском месторождении.
Как было отмечено, диапазон возможного регулирования расхода типовой скважины, характеризующей действующую систему разработки, без учета стабилизирующего эффекта дросселирования вблизи устья составляет 8 кг/с, а с его наличием - 33 кг/с, но при этом имеются ограничения, связанные с действующей системой транспортировки пароводяной смеси от скважин к станционным сепараторам - 10 кг/с. Ориентируясь на средний расход скважин 40 кг/с, для плавного регулирования расхода в комбинации с дискретным способом потребуется управление расходом 4 скважин.
Диапазон регулирования расхода глубокой скважины составляет 80 кг/с, что позволяет полностью осуществить плавное регулирование при дискретном вводе или останове типовой скважины. Возможность работы скважины с устьевым давлением, значительно превышающем возможности типовой скважины (рис. 3), позволяет проектировать трубопровод пароводяной смести до сепараторов с большим резервом по расходам. Кроме того, новые знания о неустойчивости пароводяного потока [14] позволяют организовать транспортировку теплоносителя без негативного влияния на режим работы скважины, т.е. указанный диапазон можно считать актуальным. С учетом этого, возможности регулирования расхода глубокой скважины в 8 раз превышают возможности типовой, что особенно значимо в случае значительных изменений нагрузки в короткий период времени.
Разумеется, рассматривая конкретный проект управления добычей при разработке Мутновского месторождения, необходим индивидуальный, с учетом исходных данных, подход к анализу характеристик каждой действующей добычной скважины и существующего трубопровода к станционным сепараторам. Однако, независимо от пока неопределенных исходных данных, очевидно, что строительство глубокой скважины существенно облегчит задачу по организации управления добычей.
Внедрение плавного регулирования расхода скважины целесообразно осуществлять в рамках опытно-промышленного проекта. Напомним о существовании нерешенных проблем по изучению механизма самоза-давливания скважин и влияния температурных нагрузок на обсадную колонну. Натурный эксперимент окажет несомненную помощь в данном изучении. Вероятно, как было отмечено, более эффективным для предупреждения самозадавливания является недопущение критического режима дросселирования потока вблизи, которого можно добиться, например, двойным дросселированием (используя две ступени дросселирования). По поводу влияния температурных нагрузок в процессе регулирования расхода, кроме очевидного негативного влияния на обсадную колонну, следует отметить и возможный положительный эффект. Как показывает опыт, одной из проблем, приводящих к снижению производительности скважин, является кольматация фильтрационных каналов в питающем пласте. В случае распространения двухфазной области на пласт, изменения темпе-
ратуры в процессе регулирования расхода будут распространяться на область питания и будут способствовать удалению отложений в фильтрационных каналах.
Заключение.
1. Управление парлифтной добычей при разработке геотермального месторождения можно осуществлять дискретным (останов и включение одной, или группы скважин) и плавным (регулирование расхода одной или группы скважин) способами. Плавное регулирование целесообразно осуществлять не единым средством управления для группы скважин, а отдельными средствами, установленными вблизи устья скважин.
2. Контролируемым параметром при плавном регулировании расхода необходимо выбирать не устьевое давление, а величину, непосредственно указывающую на расход, например, динамическое давление потока, или перепад давления на фиксированном местном сопротивлении. При регулировании расхода с помощью дросселирования целесообразно не допускать возникновения критического режима течения.
3. Пример типовой скважины Мутновского месторождения показывает, что в настоящее время возможности регулирования расхода скважин данного месторождения ограничены, для плавного регулирования расхода при вводе или останове одной скважины требуется установка средств регулирования на 4 скважинах. Планируемая к строительству на Мутновском месторождении скважина глубиной 4 км имеет прогнозируемый диапазон регулирования расхода в 8 раз превышающий аналогичный показатель типовой скважины данного месторождения.
Исследование выполнено при финансовой поддержке РФФИ в рамках научного проекта № 20-05-00161. Исследования проводились с использованием ресурсов Центра коллективного пользования научным оборудованием «Центр обработки и хранения научных данных Дальневосточного отделения Российской академии наук», финансируемого Российской Федерацией в лице Министерства науки и высшего образования РФ по проекту № 075-15-2021-663.
Список литературы
1. Бульба Е.Е., Кузнецов Г.В., Швайбович М.И. Оценка перспектив использования нетрадиционных возобновляемых источников энергии в ближайшие двадцать лет // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. 2022. Т. 333. № 2. С. 164 - 172. DOI 10.18799/24131830/2022/2/3533.
2. Huttrer G.W. Geothermal Power Generation in the World 2015-2020 Update Report, Review // Proceedings of the World Geothermal Congress 2020+1. 2021. Reykjavik, Iceland. Article 01017.
3. Lund J.W., Toth A.N. Direct Utilization of Geothermal Energy 2020 Worldwide Review // Proceedings of the World Geothermal Congress 2020+1.
2021. Reykjavik, Iceland. Article 01018.
4. Шулюпин А. Н., Чермошенцева А.А. Современные тенденции в освоении геотермальных ресурсов // Известия Тульского государственного университета. Науки о Земле. 2022. Вып. 1. С. 165 - 176. DOI: 10.46689/2218-5194-2022-1-1-165-176.
5. Norbeck J.H., McClure M.W., Horne R.N. Field observations at the Fenton Hill enhanced geothermal system test site support mixed-mechanism stimulation // Geothermics. 2018. V. 74. P. 135-149. https://doi.org/10.1016/i. geothermics.2018.03.003.
6. Zhang J., Xie J., Liu X. Numerical evaluation of heat extraction for EGS with tree-shaped wells // International Journal of Heat and Mass Transfer. 2019. V. 134. P. 296-310. https://doi.org/10.1016/j.ijheatmasstransfer. 2018.12.171.
7. Chen Y., Huang L., EGS Collab Team. Optimal design of 3D borehole seismic arrays for microearthquake monitoring in anisotropic media during stimulations in the EGS collab project // Geothermics. 2019. V. 79. P. 61 - 66. https://doi.org/10.1016/i.geothermics.2019.01.009.
8. Ye Z., Wang J.G. Uncertainty analysis for heat extraction performance from a stimulated geothermal reservoir with the diminishing feature of permeability enhancement // Geothermics. 2022. V. 100. Article 102339. https://doi.org/10.1016/i.geothermics.2021.102339.
9. Analysis of the transient performance of coaxial and u-tube borehole heat exchangers / B.E. Harris, M.F. Lightstone, S. Reitsma, J.S. Cotton // Geothermics. 2022. V. 101. Article 102319. https://doi.org/10.1016/igeothermics. 2021.102319.
10. Liang B., Chen M., Orooji Y. Effective parameters on the performance of ground heat exchangers: A review of latest advances / Geothermics.
2022. V. 98. Article 102283. https://doi.org/10.1016/i.geothermics. 2021. 102283.
11. Iry S., Rafee R. Transient numerical simulation of the coaxial borehole heat exchanger with the different diameters ratio // Geothermics. 2019. V. 77. P. 158-165. https://doi.org/10.1016/i.geothermics.2018.09.009.
12. Renaud T., Verdin P., Falcone G. Numerical simulation of a Deep Borehole Heat Exchanger in the Krafla geothermal system // International Journal of Heat and Mass Transfer. 2019. V. 143. Article 118496. https://doi.org/10.1016/uiheatmasstransfer.2019.118496.
13. Thermal-permeability structure and recharge conditions of the Mut-novsky high-temperature geothermal field (Kamchatka, Russia) / A.V. Kiryu-khin, A.Y. Polyakov, O.O. Usacheva, P.A. Kiryukhin // Journal of Volcanology and Geothermal Research. 2018. V. 356. P. 36 - 55. .https://doi.org/10.1016/ i.ivolgeores.2018.02.010
14. Шулюпин А.Н. Устойчивость режима работы пароводяной скважины. Хабаровск: ООО «Амурпринт», 2018. 136 с.
15. Шулюпин А.Н. Вопросы гидравлики пароводяной смеси при освоении геотермальных месторождений. Владивосток: Дальнаука, 2011. 262 с. http://www.rfbr.ru/rffi/ru/books/o 1782432.
16. Шулюпин А. Н., Любин А. А., Чернев И. И. Оценка производительности глубокой скважины на Мутновском геотермальном месторождении (Камчатка) // Физико-технические проблемы разработки полезных ископаемых. 2022. № 1. С. 93 - 101. DOI: 10.15372/FTPRPI20220110.
Шулюпин Александр Николаевич, д-р техн. наук, директор, ans7l4@mail.rH Россия, Хабаровск, Институт горного дела Дальневосточного отделения Российской академии наук,
Любин Алексей Анатольевич, директор, Lyubin-AA@kamenergo.rH, Россия, Петропавловск-Камчатский, Филиал ПАО «Камчатскэнерго» «Возобновляемая энергетика»,
Варламова Наталья Николаевна, мл. науч. сотр., vnn-dvgupsamail.ru, Россия, Хабаровск, Институт горного дела Дальневосточного отделения Российской академии наук
ABOUT THE MANAGEMENT OF STEAM-LIFT PRODUCTION DURING THE DEVELOPMENT OF THEMUTNOVSKY GEOTHERMAL FIELD (KAMCHATKA)
A. N. Shulyupin, A. A. Lyubin, N. N. Varlamova
The issue of managing the volume of production in fields developed using steam-lift is considered. To take into account changes in the required flow rate of the produced coolant with a long period, for example, seasonal, it is proposed to use a combined method: discrete (shutdown or commissioning of one or several production wells), and smooth (by controlling the flow rate of individual wells). In the case of a change with a short period, for example daily, it is proposed to use only smooth regulation, which should be carried out by controlling a parameter that directly indicates the flow rate, for example, the dynamic pressure of the flow, or the pressure drop across a fixed local resistance. It has been established that the existing production well stock of the Mutnovskoy geothermal field does not allow for effective smooth flow control - when one standard well is commissioned or shut down, control means must be installed on 4 wells. It has been established that in the transition to the development of deep horizons, up to 4 km, the possibility of flow control increases by 8 times.
Key words: geothermal field, production well, steam-lift, production management, wellhead pressure, flow control.
Shulyupin Aleksandr Nikolaevich, doctor of technical sciences, director, ans7l4@mail.ru, Russia, Khabarovsk, Mining Institute of the Far Eastern Branch of the Russian Academy of Sciences,
Lyubin Aleksey Anatolyevich, director, Lyubin-AA@kamenergo.ru, Russia, Petropavlovsk-Kamchatsky, Branch of the public joint stock company of energy and electrification of «Kamchatskenergo» «Renewable Energy»,
Varlamova Natalia Nikolaevna, junior researcher, vnn-dvgups@mail.ru, Russia, Khabarovsk, Mining Institute of the Far Eastern Branch of the Russian Academy of Sciences
Reference
1. Bulba E.E., Kuznetsov G.V., Shvaybovich M.I. Assessment of prospects for the use of unconventional renewable energy sources in the next twenty years // Proceedings of Tomsk Polytechnic University. Georesource engineering. 2022. Vol. 333. No. 2. pp. 164 -172. DOI 10.18799/24131830/2022/2/3533.
2. Huttrer G.W. Geothermal Power Generation in the World 2015-2020 Update Report, Review // Proceedings of the World Geothermal Congress 2020+1. 2021. Reykjavik, Iceland. Article 01017.
3. Lund J.W., Toth A.N. Direct Utilization of Geothermal Energy 2020 Worldwide Review // Proceedings of the World Geothermal Congress 2020+1. 2021. Reykjavik, Iceland. Article 01018.
4. Shulyupin A. N., Chermoshentseva A.A. Modern trends in the development of geothermal resources // Izvestiya Tula State University. Earth sciences. 2022. Issue 1. pp. 165 -176. DOI: 10.46689/2218-5194-2022-1-1-165-176.
5. Norbeck J.H., McClure M.W., Horne R.N. Field observations at the Fenton Hill enhanced geothermal system test site support mixed-mechanism stimulation // Geothermics. 2018. V. 74. P. 135-149. https://doi.org/10.1016/j. geothermics.2018.03.003.
6. Zhang J., Xie J., Liu X. Numerical evaluation of heat extraction for EGS with tree-shaped wells // International Journal of Heat and Mass Transfer. 2019. V. 134. P. 296-310. https://doi.org/ 10.1016/j.ij heatmasstransfer. 2018.12.171.
7. Chen Y., Huang L., EGS Collab Team. Optimal design of 3D borehole seismic arrays for microearthquake monitoring in anisotropic media during stimulations in the EGS collab project // Geothermics. 2019. V. 79. P. 61 - 66. https://doi.org/10.1016Zj.geothermics.2019.01.009.
8. Ye Z., Wang J.G. Uncertainty analysis for heat extraction performance from a stimulated geothermal reservoir with the diminishing feature of permeability enhancement // Geothermics. 2022. V. 100. Article 102339. https://doi.org/ 10.1016/j.geothermics.2021.102339.
9. Analysis of the transient performance of coaxial and u-tube borehole heat exchangers / B E. Harris, M F. Lightstone, S. Reitsma, J.S. Cotton // Geothermics. 2022. V. 101. Article 102319. https://doi.org/10.1016/j.geothermics. 2021.102319.
10. Liang B., Chen M., Orooji Y. Effective parameters on the performance of ground heat exchangers: A review of latest advances / Geothermics. 2022. V. 98. Article 102283. https://doi.org/ 10.1016/j.geothermics. 2021. 102283.
11. Iry S., Rafee R. Transient numerical simulation of the coaxial borehole heat exchanger with the different diameters ratio // Geothermics. 2019. V. 77. P. 158-165. https://doi.org/ 10.1016/j.geothermics.2018.09.009.
12. Renaud T., Verdin P., Falcone G. Numerical simulation of a Deep Borehole Heat Exchanger in the Krafla geothermal system // International Journal of Heat and Mass Transfer. 2019. V. 143. Article 118496. https://doi.org/10.1016/j.ijheatmasstransfer.2019.118496.
13. Thermal-permeability structure and recharge conditions of the Mutnovsky high-temperature geothermal field (Kamchatka, Russia) / A.V. Kiryukhin, A.Y. Polyakov, O.O. Usacheva, P.A. Kiryukhin // Journal of Volcanology and Geothermal Research. 2018. V. 356. P. 36 - 55. .https://doi.org/10.1016/ j.jvolgeores.2018.02.010
14. Shulyupin A.N. Stability of the steam-water well operation mode. Khabarovsk: LLC "Amurprint", 2018. 136 p.
15. Shulyupin A.N. Issues of hydraulics of steam-water mixture in the development of geothermal deposits. Vladivostok: Dalnauka, 2011. 262 p. http://www.rfbr.ru/ rffi/ru/books/o_1782432.
16. Shulyupin A. N., Lyubin A. A., Chernev I. I. Evaluation of the productivity of a deep well at the Mutnovsky geothermal field (Kamchatka) // Physico-technical problems of mineral development. 2022. No. 1. pp. 93 - 101. DOI: 10.15372/FTPRPI20220110.
УДК 622.834
МЕТОДИЧЕСКИЕ ВОПРОСЫ ОБРАБОТКИ ДАННЫХ О ПРОЦЕССЕ СДВИЖЕНИЯ НА РУДНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ
С.А. Ногин
Исследуются вопросы построения методологии анализа данных о процессе сдвижения на рудных месторождениях при использовании современных средств и методов сбора данных и их дальнейшей обработки. Рассмотрены возможности и ограничения основных применяемых методов обработки. Предложен алгоритм анализа данных.
Ключевые слова: процесс сдвижения, рудные месторождения, анализ данных, методы сбора данных.
Введение
В связи с продолжающимся развитием цифровых технологий и широким внедрением автоматизированных прецизионных приборов для наблюдения за сдвижением земной поверхности на объектах горного производства и связанным с ними развитием алгоритмов обработки собираемых данных приобрел актуальность вопрос создания методологии анализа данных, получаемых в ходе различных инструментальных наблюдений за процессом сдвижения, учитывающей новейшие отечественные и зарубежные исследования.
Используемые методы сбора данных
В настоящее время существует широкий спектр различных методов сбора данных о сдвижении земной поверхности: геометрическое нивелирование (в т. ч. с использованием лазерной светодальнометрии [1]), ОРБ-мониторинг, опирающийся на использование систем спутниковой геодезии [2], а также методы дистанционного зондирования Земли (ДЗЗ), в т. ч. радарная интерферометрия в X-, С- и L-диапазонах (особенно распространена спутниковая технология ЛиБЛЯ - интерферометрия радарами с синтезированной апертурой), аэрофотосъемка. В целях локального наземного мониторинга применяются лазерное сканирование и радарные технологии [1], фотограмметрия [3], рефлектометрия во временной области (ТБЯ) [4]. Важную роль играют данные обследований, получаемые с помощью экс-
