Способ мониторинга теплового взаимодействия скважин с многолетнемерзлыми породами

Способ мониторинга теплового взаимодействия скважин с многолетнемерзлыми породами

Иллюстрации

Показать все

Реферат

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;

t_г1, t_г2 - измеренные значения температур флюида в каждой скважине в моменты времени τ₁ и τ₂ до наступления протаивания ММП, °C;

t_ц1, t_ц2 - измеренные значения температур за наружной колонной каждой скважины в моменты времени τ₁ и τ₂ до наступления протаивания ММП, °C;

α - эмпирический коэффициент, м²/час;

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

r_ц - 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 τ_i, 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 u_с - термическое сопротивление конструкции каждой скважины, м·ч·°C/ккал,

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

α - эмпирический коэффициент, м²/час;

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

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

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

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

r_ц - 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 t_ц за наружной колонной каждой скважины в момент времени τ₀ наступления протаивания ММП значения температуры фазового перехода t_ф, 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;

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

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

t_ф - 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;

t_г - 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;

t_ц - 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;

r_ц - 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;

ρ_1см и ρ_2см - 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. h_пм 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 u_с конструкций каждой скважины.

Следует отметить, что скважины, находящиеся в ММП, могут быть теплоизолированными. К таким скважинам относятся скважины, имеющие величину термического сопротивления их конструкций u_с≥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 u_с<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 h_пм 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 h_пм=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 u_с=0,57 м·ч·°C/ккал.

Согласно промысловым данным радиусы ρ₁ и ρ₂ (позиции 17) ореолов протаивания в ММП, залегающих до глубины h_пм, 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 ρ_1см+ρ_2см=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 ρ₁+ρ₂>S.

При этом условии после определения по формуле (3) радиусов ореолов протаивания и с учетом выполнения неравенства ρ₁+ρ₂>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 u_с 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 h_пм=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 t_ф 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 t_ц1,=t_ц2=-0,20°C.

Измеренные значения температур t_г1 и t_г2 флюида (газа) 8 в отмеченные моменты времени 58,5 часов и 68,5 часов на скважинах были равны t_г1=t_г2=12,0°C.

Измеренные значения температур t_ц1, t_ц2 за наружной колонной каждой скважины в моменты времени τ₁ и τ₂ до наступления протаивания ММП различались и были равны, соответственно, t_ц1=-0,50°C и t_ц2=-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 r_ц 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 t_ц в заколонном пространстве скважин вблизи ММП. Для измерения температур t_ц флюида (например, газа) внутри каждой скважины устанавливают устьевые термометры 11. При этом с использованием ТИУ и устьевых термометров регистрируют температуры t_ц и t_г 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 t_г1, t_г2 и t_ц1, t_ц2 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 t_г1=t_г2=12,0°C внутри каждой скважины, а также значения измеренных с помощью ТИУ 10 температур t_ц вблизи ММП в заколонном пространстве обсадных колонн на скважинах в моменты времени τ₁, τ₂, с помощью выражения (2) оценивают термическое сопротивление конструкции u_с каждой скважины. В нашем случае термическое сопротивление конструкции одной скважины равно термическому сопротивлению конструкции другой скважины и равно u_с=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 t_ц за наружной колонной каждой скважины в момент времени τ₀=80,4 часа до наступления протаивания ММП и значение температуры фазового перехода t_ф=-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 τ₁>τ₀ и τ₂>τ₀). Ход процесса теплового взаимодействия при протаивании приустьевых ММП (до глубины h_пм) 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 h_пм=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 t_ц за наружной колонной до глубины h_пм 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 t_ф=0°C. В этот период времени отмечено изменение температуры t_ц для каждой скважины в пределах от t_ц=2,55°C до t_ц=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 λ_т, 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 t_ц, 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 t_ц=3,16°C;

ρ=1,60 м на момент времени 2,23 года и t_ц=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 τ_э=1,05 года и б) во второй год эксплуатации скважины при τ_э=2,23 года он увеличится до значения d=2·ρ=2·1,60=3,20 м. Процесс смыкания зон протаивания ММП до глубины h_пм=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 )