Оптимизация разработки геотермальных месторождений системой горизонтальных скважин Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»

Высота соляного целика над кровлей резервуара составила всего 6 м (рис. 3 а), однако, по мнению Астраханьгазпрома и результатам испытания на герметичность, емкость герметична и пригодна к эксплуатации.

Аналогичным образом неконтролируемый размыв резервуара 4 А привёл к превышению первоначально измеренного объёма в 1,65 раза, а также к превышению проектного объёма на 9,4 % (рис. 3 б).

Ёмкость 7 А имела в мае 2001 г. объём 40713 м3, который по данным замеров в феврале 2003 г. уменьшился до 31850 м3 (рис. 3 в).

По версии Астраханьгазпрома разница между замеренными объёмами емкости 7А, по результатам звуколокации 2001 и 2003 гг., объясняется тем, что замеры были произведены разными подрядными организациями с использованием различной измерительной аппаратуры и программного обеспечения.

Итак, подземные хранилища, создаваемые методом выщелачивания каменной соли, способны вызвать ряд опасных инженерно-геологических процессов. К ним относятся: сокращение объёма подземных емкостей вследствие ползучести соли, оседания поверхности земли, активизация разрывных нарушений, провалы, деформации, а также аварии зданий и сооружений. Оседания имеют сложный характер, вызванный сочетанием процессов растворения и ползучести. Подобные явления происходят на фоне современного подъема соляных структур, в которых расположены подземные емкости, что еще более осложняет

прогноз деформаций. Очень важное значение имеет складчатость соли второго порядка, влияющая на пространственные закономерности ползучести

Помимо этого важное влияние могут оказывать техногенные оседания территории промысла, в пределах которого расположены хранилища. Все это указывает на необходимость мониторинга инженерно-геологических процессов в зонах ПХ.

Литература

1. Синяков В.Н., Стороженко А.Ф., Кузнецова С.В., Мило-ватский В.В. Исследование вертикальных перемещений сооружений Волжской ГЭС по результатом повторного нивелирования // Поволж. экол. вестн. - Волгоград: Во-РЭА, 1997. - Вып.4. - С. 136 - 142.

2. Новиков В.С., Бочкарёв А.В., Калинин В.В. Геологические проблемы разработки месторождений бишофита // Поволж. экол. вестник. - Волгоград: изд-во ВолГУ, 1999. -Вып. 6. - С. 22 - 31.

3. Кононенко С.А. Перспективы строительстваподземных резервуаровметодом растворения в отложениях каменной соли / Юж. Росс. вестн. геологии, географии и глобальной энергии. - Астрахань: изд-во АГУ, 2003. - № 3.-С. 39 - 45.

Волгоградский архитектурно-строительный университет 20 июня 2006 г.

УДК 550.837

ОПТИМИЗАЦИЯ РАЗРАБОТКИ ГЕОТЕРМАЛЬНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ СИСТЕМОЙ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН

© 2007 г. Д.К. Джаватов

Особенностью геотермальной отрасли является ее низкая конкурентоспособность по сравнению с традиционными энергетическими отраслями.

Одним из путей интенсификации добычи термальной воды является создание дополнительных каналов в пласте для значительного увеличения поверхности фильтрации и зоны дренирования. Это достигается созданием горизонтального ствола, который расходится на сотни метров по пласту.

Основными параметрами, влияющими на стоимость горизонтальной скважины, являются ее диаметр и протяженность горизонтального ствола в продуктивном пласте. С увеличением длины горизонтально -го ствола увеличивается зона дренирования и дебит

скважины, что приводит к необходимости увеличения диаметра скважины для пропуска такого дебита. Увеличение диаметра в свою очередь приводит к резкому возрастанию капитальных затрат на строительство скважины. В этих условиях возникает задача определения оптимальных значений диаметра скважины и длины горизонтального ствола. За критерий оптимальности примем минимум удельных капитальных затрат.

В научной литературе даются ряд формул для определения дебита одиночной горизонтальной скважины [1-3], которые конечными результатами мало отличаются друг от друга. В дальнейших расчетах будем пользоваться формулой В.Г. Григулецкого [1],

которая с учетом эффекта термолифта, проявляющегося при работе одиночной скважины и гидравлических потерь давления по стволу, имеет вид

G =

2nkhp(AP + ApHg - ДРтр)

В м 4R ßh ßh

ИВ 0| ln — + — ln — а а nd

(1)

F =

103-5d"0-5 (aS(H + а)+(1 -a)S(H))

GC (д - Тн )

0,15

0,19 0,23 0,27 Диаметр скважины, м

0,31

0,35

Рис. 1. Зависимость оптимальной длины горизонтального ствола от диаметра скважины: 1- к = 15 м; 2- к = 50 м; 3- к = 100 м

Существенным недостатком геотермальной циркуляционной системы (ГЦС) является низкая приемистость нагнетательной скважины, как правило, еще больше снижающаяся по мере эксплуатации системы.

где О - массовый дебит горизонтальной скважины, кг/с; к - горизонтальная проницаемость пласта, м2; к -мощность продуктивного пласта, м; р - плотность термальной воды, кг/ м3; АР - перепад давления между давлениями на границе кругового контура питания и на стенке скважины, Па; ц - вязкость флюида, Па-с; В0 - пластовый объемный фактор флюида; Я - радиус кругового контура питания, м; а - длина горизонтальной части скважины, м; в = ^к / кв ; кв - вертикальная

проницаемость пласта, м2; ё - диаметр скважины, м; Ар = р(Тст) - р(Тд); р(Тст) - средняя плотность воды в стволе простаивающей скважины, кг/м3; р(Т"д) - плотность воды в стволе работающей скважины, кг/м3; Н -глубина скважины, м; АРтр - гидравлические потери давления в стволе скважины, Па.

Тогда, капитальные затраты на 1 кВт полезной тепловой мощности составят:

0,15 0,19 0,23 0,27 0,31 Диаметр скважины, м

0,35

где С - теплоемкость термальной воды, кДж/кг-°С; Тд - температура добычной термальной воды, °С; Тн - температура отработанной воды, °С; £ (х) = А1х2 + +А2х; А1, А2 - постоянные коэффициенты; а - коэффициент, учитывающий увеличение стоимости горизонтального участка скважины (а = 1,3 - 1,6).

В табл. 1 приведены дебиты, оптимальные длины горизонтального ствола и минимальные удельные капитальные затраты при различных диаметрах скважин.

На рис. 1 и 2 приведены зависимости оптимальной длины горизонтального ствола и удельных капитальных затрат от диаметра скважины при различных значениях мощности продуктивного пласта.

- 12001

Рис. 2. Зависимость удельных капитальных затрат от диаметра скважины: 1- к = 15 м; 2- к = 50 м; 3- к = 100 м

Строительство на эксплуатируемых месторождениях термальных вод циркуляционных систем с горизонтальными нагнетательными скважинами позволит вовлечь в эксплуатацию значительное количество простаивающих скважин с высокоминерализованными водами, содержащими вредные для окружающей среды ингредиенты. Кроме того, горизонтальная скважина позволит значительно улучшить эксплуатационные характеристики ГЦС за счет увеличения зоны дренирования и соответствующего повышения приемистости нагнетательной скважины.

Наиболее перспективным направлением является строительство ГЦС с горизонтальными: добычной и нагнетательной скважинами. Использование ГЦС с горизонтальными скважинами в технологической схеме двухконтурной ГеоЭС позволяет резко сократить удельные капитальные затраты.

Полезную мощность ГеоЭС можно выразить следующим образом:

f

N = G

Nт -

AP- GFm

Л

f

= G

N т -

AP

Л

+ G

F1m0

где NM - удельная мощность турбины, кВт-с/кг;

ИВ 0

F . . 4R + ßh, ßh Fj (aj, d) = ln— + — ln—

a, a, nd

m 0 =■

2nkhp

О = О (аь а 2, ё). Тогда удельные капитальные затраты в буровые работы определяются следующим образом:

F=

103'5d-0'5 (2(1-a)S(H)+a(S(H + a1 )+S(H + a2)))

G Nт -

AP

+ G'

F1m0

В табл. 2 приведены результаты численных расчетов, выполненных при условии минимума полученного функционала удельных капитальных затрат для данных: Н = 4500 м, АР = 105 Па, Ь = 600 м, Я = = 500 м.

Таблица 1

Значения дебита, длины горизонтального ствола и удельных капитальных затрат в зависимости от диаметра скважины

Диаметр скважины d, м Мощность пласта к, м Длина горизонтального ствола а, м Дебит горизонтальной скважины Ог, кг/с Дебит вертикальной скважины Ов, кг/с Отношение Ог/ Ов Удельные капитальные затраты F, руб/кВт

к = 1-10-13 м2; кв = 0,5-10-13 м2

0,154 100 207 65 60 1,1 713

0,199 100 296 116 96 1,2 602

0,2763 100 483 239 147 1,63 628

0,154 50 221 63 49 1,3 776

0,199 50 332 110 68 1,61 674

0,2763 50 600 225 86 2,62 703

0,166 15 276 41 20 2,1 924

0,199 15 410 60,2 22 2,7 894

0,2763 15 1008 137 24 5,7 953

Таблица 2

Результаты расчетов оптимальных параметров ГЦС

(к > кв) к = 1010-13 м2; кв = 10-13 м2

h, м d, м а1, м а2, м О, кг/с Fi, отн.ед/кВт

150 0,276 155 214 120 9,0

100 0,275 152 214 119 9,0

50 0,274 149 212 117 9,01

15 0,268 158 206 107 9,03

(к < кв) к = 10-13 м2; кв = 510-13 м2

150 0,24 167 577 73 12

100 0,237 176 568 70,5 12,2

50 0,23 215 549 63,6 12,8

15 0,21 458 515 50 15,1

Таблица 3

Оптимальные значения диаметров и длин горизонтальных стволов скважин ГЦС

Месторождение Н, м h, м к, м2 d, м а1, м а2, м О, кг/с

Кизлярское 2890 28 0,54-10-12 0,245 170 250 79

Юбилейное 4500 120 0,4-10-12 0,264 186 316 103

Тернаир 2900 50 0,910-12 0,26 150 206 96

Мартовское 3000 100 0,25-10-12 0,238 195 357 72

Таблица 4

Оптимальные значения диаметров, длин горизонтальных стволов скважин и числа стволов

Месторождение Н, м h, м к, м2 d, м а, м п Оп, кг/с

Кизлярское 2890 28 0,54-10"12 0,222 245 2 203

Юбилейное 4500 120 0,4-10"12 0,28 175 2 308

Тернаир 2900 50 0,9-10"12 0,26 153,5 2 271

Мартовское 3000 100 0,25-10"12 0,24 285,6 2 221

В табл. 3 для некоторых геотермальных месторождений приведены рассчитанные оптимальные значения диаметров скважин и длин горизонтальных стволов, которые зависят от многих факторов - горногеологических условий (вертикальная и горизонтальная проницаемости пласта), мощности и глубины залегания пласта, свойств пластового флюида (вязкости жидкости) и т.д. Из данных табл. 2 и 3 видно, что оптимальные длины горизонтальных стволов в нагнетательных скважинах больше, чем в добычных.

Это объясняется тем, что с увеличением горизонтального ствола увеличивается зона дренирования, способствующая уменьшению фильтрационных потерь давления в контуре ГЦС. Уменьшение потерь давления приводит к увеличению полезной мощности энергоустановки и снижению удельных капитальных затрат.

Для дебита многозабойной горизонтальной скважины с п - стволами одинаковой длины на основе формулы (1) получена следующая приближенная формула:

2пккр(АР + Ар^ - АРтр)

Gn =-

ГДе ДРтр =ДРтр.В +ДРтр.Г :

ИВ 0 F1 (a, d, n) 8XGn

(2)

AP =-

тр. В

2H

п 2d 5p

AP =

тр.г

2lGn 2 а

F 01 (а, d, n) =

f, (4)y nR ßh, ßhA ln—-+—ln—

а аn nd

F =

= 103>5d -0>5 (naS(H + а)+(1 -na)S(H))

GnC (Tд - Тн)

Анализ данных табл. 4 показывает, что наиболее оптимальным является число стволов скважины равное 2. Дальнейшее увеличение числа стволов нецелесообразно с точки зрения выбранного критерия эффективности. Исследование формулы (2) показало, что число стволов более чем 4 не приводит к резкому увеличению дебита скважины.

Таким образом, при дальнейшем освоении геотермальной энергии, используя опыт, накопленный нефтяниками, необходимо устраивать ГЦС с горизонтальными скважинами, что резко улучшит технико-экономические показатели геотермальной отрасли и повысит ее рентабельность и конкурентоспособность по сравнению с традиционными энергетическими отраслями.

Литература

п2ё5п2р

Тогда, капитальные затраты на 1 КВт полезной тепловой мощности составят:

1. Разработка нефтяных месторождений наклонно-направленными скважинами / В.С. Евченко, Н.П. Захар-ченко, Я.М. Каган и др.- М.: Недра, 1986. -276 с.

2. Григулецкий В.Г. Основные допущения и точность формул для расчета дебита горизонтальных скважин // Нефтяное хозяйство. - 1992. № 12. - С. 5-6.

3. Магомедов К.М., Алиев Р.М., Азизов Г.А. Сравнительный анализ расчета производительности горизонтальной скважины // Геотермия. Геотермальная энергетика: сб. науч. тр./ ИПГ ДНЦ РАН. - Махачкала, 1994. - С. 50-58.

Институт проблем геотермии ДНЦ РАН, г. Махачкала

27 июня 2006 г.

УДК 622.142:004.94

АВТОМАТИЗАЦИЯ ВЫБОРА ИСХОДНЫХ ДАННЫХ ДЛЯ МЕТОДА ГРУППОВОГО УЧЕТА АРГУМЕНТОВ ПРИ ГЕОМЕТРИЗАЦИИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ

© 2007 г. Д.Н. Шурыгин

Метод группового учета аргументов (МГУА) нашел широкое применение при построении горногеометрических моделей и прогнозировании различных показателей месторождений [1]. Он основан на использовании принципов эвристической самоорганизации, имеющих две важных особенности.

Первая состоит в использовании для построения модели внешнего дополнения в виде совокупности контрольных точек, не участвующих в вычислениях эмпирических коэффициентов уравнений. Такое использование внешнего критерия называется приемом регуляризации, который приводит к получению наи-

лучшей зависимости, описывающий геологический объект.

Другая особенность этих методов состоит в использовании при построении модели принципа неокончательных решений. Смысл его заключается в получении оптимальной модели путем последовательного приближения к ее окончательному виду, а не сразу одним приемом, как это делается в методах классического регрессионного анализа.

Не останавливаясь подробно на самом методе МГУА, рассмотрим исходные данные для расчетов. Можно выделить следующие этапы выбора исходной