WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

   Добро пожаловать!


Pages:     || 2 |
Чернев И.И.

МУТНОВСКОЕ ГЕОТЕРМАЛЬНОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ:

РЕЗУЛЬТАТЫ ЭКСПЛУАТАЦИИ, МОНИТОРИНГ ОСНОВНЫХ ПАРАМЕТРОВ, ОЦЕНКА ВЛИЯНИЯ РЕИНЖЕКЦИИ НА ДОБЫЧНЫЕ СКВАЖИНЫ Чернев И.И.

ОАО “Геотерм”, Петропавловск-Камчатский, Россия;

E-mail: IChernev@geoterm.Kamchatka.ru 1. Введение Геологоразведочные работы, направленные на поиски и разведку парогидротерм в пределах Мутновского геотермального района, проводились в течение 16-ти лет, охватив период с 1978 по 1994 годы. Были проведены разнообразные специализированные геофизические и специальные геологогидрогеологические съемки и буровые работы.

По геологогидрогеологическим условиям Схема расположения эксплуатационных скважин месторождение было 4 подразделено на несколько W3 С-2 МO54н МО24н С-1 разных участков. Часть из них МО44 МO49н М30 МО43н МО28 5 Г-1 была установлена на МO47 МО27 МO55 МO48 МО7 основании наличия видимой МO53н МO17н 2 разгрузки термальных вод МO9 W2 МO12 МO42 (Дачный, ВерхнеW1 МO37 В10 М24 М26 Мутновский, ВерхнеМ4-Э 05 М5Э А-1 МO13 А-3 Жировской), другие - на ГК-1 А-2 Условные обозначения:

МO29W А-4 МO16 Скважины:

1 основе предположений о эксплуатационные МO14 наблюдательные скрытой разгрузке терм и хозяйственно-питьевого водоснабжения реинжекционные наличии аномалий низкого прочие Площадки объектов энергетики:

электрического 1 Верхне-Мутновская ГеоЭС 2 - I очередь Мутновской ГеоЭС сопротивления пород. Так, Граница горного отвода 6 были выделены участки Границы участков: 1 - Дачный, 2 - Верхне-Мутновский, 1 2 - Вулканный, 4 - Верхне-Жировской, Полигоны реинжекции: 5 - Северный, 6 - Южный Вулканный, Освистанный и 3 106 Раздел 1. Геотермальные и минеральные ресурсы, общие вопросы Пенистый.

По результатам геологоразведочных работ 1979-1987 г.г. ГКЗ СССР утвердил (по состоянию на 01.12.87г.) балансовые эксплуатационные запасы Дачного участка Мутновского месторождения парогидротерм в количестве 200кг/с пара (с энтальпией 660 ккал/кг) по категориям C1+C2 на 30-ти летний срок использования для обоснования строительства I-ой очереди геотермальной станции мощностью МВт, при условии разработки с обратной закачкой отработанного теплоносителя в продуктивные горизонты.

По итогам незавершенных поисково-разведочных работ, в конце 1990 года, была произведена переоценка эксплуатационных запасов месторождения, прошедших аппробацию в ЦКЗ достаточном для обеспечения работы электростанции мощностью 78МВт, в котором эксплуатационная площадь включала участки Дачный, Верхне-Мутновский и Северный полигон реинжекции.

2. Верхне-Мутновский участок В декабре 1999 года на Верхне-Мутновском участке была введена в эксплуатацию Верхне-Мутновская геотермальная станция (В-Мутновская ГеоЭС) мощностью 12 МВт.

В технологическом цикле задействовано 6 скважин, в том числе:

• 3 добычные (№№ 055, 048, 049) • 3 реинжекционные (№№024Н, 054Н – сепарат, №043Н – конденсат).

Объем добычи теплоносителя по В-Мутновской ГеоЭС 2000 2001 2002 2003 ПВС 1020 2651 2870 2718 527 1250 1988 1740 СЕПАРАТ ПАР 493 1401 882 978 год Объем, тыс.тн Чернев И.И.

За 5 лет эксплуатации объем добычи пароводяной смеси (ПВС) возрос с до 3309 тыс. тонн в год.

Объем закачки только сепарата с температурой около 1600С возрос с 527 до 2118 тыс. тонн в год.

3. Участок Дачный Промышленная эксплуатация Участка Дачный начата пуском первого турбогенератора (ТГ-1) в сентябре 2002 года на Мутновской ГеоЭС-1.

В технологическом цикле на первом этапе (2002 год) было задействовано скважин, в том числе:

• 6 добычи теплоносителя (№№016, 26, 5-Э, 029W, А-2, 4-Э) • 3 реинжекции сепарата (№№ 017, 018, 044) • 1 реинжекции конденсата (№07) • 2 добычи пресных вод для технологических нужд (№С-1, С-2).

Объем добычи теплоносителя по Мутновской ГеоЭС-2002 2003 1716 6379 ПВС 1069 4077 СЕПАРАТ 647 2302 ПАР год Дополнительно введены в эксплуатацию еще 4 добычные скважины:

• 2003 год - №24, • 2004 год - №013. ГК-Объем добычи теплоносителя за 3 года эксплуатации возрос с 1716 до 7787 тыс.тн. в Объем, тыс.тн Раздел 1. Геотермальные и минеральные ресурсы, общие вопросы год. Объем закачки отработанного теплоносителя (сепарата) возрос с 1069 до тыс. тн. в год.

4. Мониторинг изменения состояния геотермального поля Мутновского месторождения парогидротерм в процессе эксплуатации Мониторинг проводится в соответствии с Проектом разработки Мутновского месторождения парогидротерм и включает:

1. мониторинг пластового давления (скв. №012) капиллярной трубкой компании PRUETT.

2. мониторинг (точечные замеры приборами компании KUSTER.) температуры и давления по стволу наблюдательных скважин 3. мониторинг устьевых параметров (температура, давление) добычных и реинжекционных скважин 4. газогидрохимический мониторинг пароводяной смеси 5. мониторинг изменения расходных характеристик добычных скважин 4.1. Краткий вывод по анализу и обработке результатов мониторинга 1. Происходит линейное равномерное снижение пластового давления в резервуаре со скоростью 0.005 бар/сутки. Линейное снижение давления в Мониторинг пластового давления в скважине 0 янв 19 фев 9 апр 29 май 18 июл 6 сен 26 окт 15 дек 3 фев Дата 2002 год 2003 год 2004 Линейный (2004) Линейный (2002 год) геотермальном резервуаре характерный признак превышения расхода отбора теплоносителя над расходом притока глубинного теплоносителя в геотермальный резервуар.

2. Результаты мониторинга температурного режима по стволу наблюдательных Давление, бар Чернев И.И.

скважин свидетельствуют о значительном падении температуры от 4 до 150С.



Термометрия по стволу скважины 2-Э 120 140 160 180 200 220 240 260 Температура оС 08.02.2004 10.05.2004 10.11.3. Динамика падения паровой составляющей в скважинах пароконденсатной зоне до 8% в год, по скважинам зоны перегретых вод снижении до 5% в год 4. Произошло снижение давлений на устье добычных скважин:

• по паровой зоне на 3.0 бар, • по зоне перегретых вод на 1.5 бар.

5. Произошло падение энтальпии по скважинам зоны перегретых вод с 340 ккал/кг до 250-270 ккал/кг 6. Интерпретация результатов газохимического мониторинга свидетельствует о том, что:

• химический состав теплоносителя добычных скважин эксплуатирующих зону перегретых вод за время эксплуатации не претерпел принципиально важных изменений. Появилась тенденция к снижению содержания SiO2 и снижению минерализации в целом.

• более серьезные изменения химического состава теплоносителя произошли на скважинах 016, 26, эксплуатирующих зону «паровой шапки» месторождения.

Наблюдается снижение SiO2 до минимума и одновременно значительное увеличение гидрокарбонат иона (HCO3).

• анализ результатов лабораторных исследований теплоносителя позволил прогнозировать изменение температуры по стволу добычных скважин по Глубина, м Раздел 1. Геотермальные и минеральные ресурсы, общие вопросы Na/K геотермометру на 10-150С. Данные результаты подтверждены прямыми замерами.

• анализ результатов лабораторных исследований теплоносителя при интерпритации отдельных химических элементов (Нпр. величины изменении концентрации хлорида) отражает степень сообщения между скважинами.

5. Оценка взаимного влияния реинжекции отработанного теплоносителя на добычные скважины Реализация в августе 2004 года программы трассерных исследований закачкой индикаторного вещества в реинжекционную скважину с целью:

1. Оценки взаимного влияния скважин реинжекции на добычные скважины 2. Определения направления и скорости движения подземных вод стала ответом на поставленную задачу.

Индикаторный способ является одним из наиболее эффективных методов качественного и количественного изучения межскважинного пространства.

5.1. Порядок выполнения работ Порядок работ включает:

• определение индикатора • выбор участка, скважины нагнетания, количества контрольных скважин • определение необходимого количества индикатора • приготовление с использованием специального оборудования и закачивание в пласт индикаторной жидкости • отбор и анализ проб на содержание индикатора В качестве индикатора использован реагент калий-йод (KI) Калий –йод (KI) – представляет собой белое кристаллическое вещество, хорошо растворимое в воде. Растворимость вещества на 100 гр.воды: при Т=200С составляет 127 гр., при Т= 1000С составляет 206 гр.

Температура плавления KI – 6800С Температура кипения KI - 13230С 5.2. Выбор скважины для закачки трассера Реинжекция сепарата Мутновской ГеоЭС-1 осуществляется с сентября 2002г в скважины №№ 027, 028 и 044. Причем подавляющая часть сепарата (90%) закачивается в скважину № 027.

Чернев И.И.

По результатам анализа геологическогостроения, гидрогеологических и геотермических условий выше перечисленных скважин, предпочтение для закачки индикаторного вещества, при проведении трассерных исследований Мутновского геотермального поля, отдано скважине № 027.

Координаты устья скважины X = 45953.2, Y = 24911.В скважине № 027 зона интенсивной трещиноватости пород находится в интервале 963 – 1050 метров, обсажена щелевыми фильтрами диаметром 168 мм.

Геологический разрез в интервале установки фильтровой части обсадной колонны представлен чередованием андезитов, андезито-базальтов и их туфов (N12).

5.3. Выбор наблюдательных скважин для регистрации выхода трассера Верхне-Мутновский участок представлен скважиной № 049, как единственной на момент реализации программы находящейся в эксплуатации.

Скважина № 049 наклонно-направленная (азимут 2700), глубина по вертикали –1587м, глубина по стволу –1678м, отклонение 463м, угол отклонения 220.

Координаты устья скважины Х=48090.00, У=25212. Продуктивные зоны находятся в интервале 1208-1587м по вертикали.

Геологический разрез в интервале установки фильтров представлен пропилитизированными туфами среднекислого состава с прослоями туфогенноосадочных отложений( P3 –N11).

Приемистость коллектора не определялась. Скважина эпизодически в работе с 1999г, с ноября 2003 постоянно в эксплуатации. Расход скважины при рабочем давлении 10 ата составляет около25 кг/с, из которых около 7 кг/с пар.

Дачный участок представлен скважинами №№ 24, 4-Э, 5-Э, 029W, 037.

Скважина № А-2 как нестабильно работающая (по причине разрыва обсадной колонны) была исключена из опыта.

Скважина № 24 вертикальная. Глубина 1300м. Координаты устья скважины Х=45673.28, У=23754.10. Геологический разрез в интервале установки фильтра (1000.1 – 1066.5м) представлен литокластическими туфами дацитов, андезитодацитов(N11 br). Породы интенсивно пропилитизированы. Фильтрационные параметры коллектора не установлены. Скважина с октября 2003г находится в эксплуатации в качестве добычной. Расход скважины при рабочем давлении 8.4 ата составляет 13.2 кг/с ПВС, из которых 2.7кг/с –пар.

Раздел 1. Геотермальные и минеральные ресурсы, общие вопросы Скважина № 4-Э, вертикальная. Глубина 1896м. Координаты устья скважины Х=45780.00, У=23663.00. Геологический разрез в интервале продуктивных зон 1408 – 1896м представляет чередование лав и туфов дацитового и липаритодацитового состава (N11 br). Приемистость скважины 0.14 л/с х м. Скважина в эксплуатации с сентября 2002г. Расход скважины при рабочем давлении 7.5 ата в 2004 г составляет 31.7 кг/с ПВС, из которых 6.7 кг/с пара.





Скважина № 5-Э, вертикальная. Глубина 1954м Координаты устья скважины Х=45530.00, У=23540.00. Зоны интенсивной трещиноватости в интервале 1267 – 1954м обсажены фильтровой колонной. Скважина в эксплуатации с октября 2002г.

Расход скважины №5-Э при рабочем давлении 6.2 ата составляет 36 кг/с ПВС, из которых 9.0 кг/с пар.

Скважина № 029W, вертикальная. Глубина 1071м. Координаты устья скважины Х=45591.20, У=23319.60. Геологический разрез в продуктивном интервале 858 – 1071м представлен пропилитизированными туфолавами дацитового состава с прослоями туфов смешаного состава (P3 –N11). Приемистость скважины не установлена. Скважина постоянно в работе с сентября 2002г. Расход скважины на 2004г при рабочем давлении 7.8 ата составляет 71 кг/с ПВС, из которых 18 кг/с пар.

Скважина № 037, вертикальная. Глубина 1771м. Координаты устья скважины Х=47200.00, У=24016.00. Геологический разрез в интервале установки фильтров 1196 – 1771м представлен раннечетвертичной интрузией андезитобазальтов(ab Q1). Приемистость коллектора составляет 0.08 л/с х м. Скважина эксплуатируется с ноября 2003г. Расход теплоносителя при рабочем давлении 9.0 ата составляет 27.3 кг/с ПВС, из которых 7.3 кг/с пар.

5.4. Методика проведения работ I этап. Отбор и анализ результатов фоновых проб по всем добычным скважинам Верхне-Мутновского и Дачного участков.

• в декабре 2003 года • в августе 2004 года, непосредственно перед закачкой индикатора II этап. Зкачка 10м3 рабочего раствора (трассерного вещества) с плотностью 1.11г/см2 и концентрацией KJ 15% в скважину № 027 цементировочным агрегатом ЦА-320.

III этап. Отбором проб в период 6 по 25 августа 2004 года в скважинах № 4-Э, 24, 029W, 037, 049, 5-Э.

Чернев И.И.

С-МO54н С-МО24н МОС-3 МO49н МО43н МОМOМО27 МOМOМОМO17н МO53н МOМ2-Э МOМOВММ26 МOМ4-Э А-А-А-ММOМO29W А-МO6-Э 5.5. Результаты работ Отобрано 178 проб пароводяной смеси, в том числе:

• скважина 4-Э – • скважина 5-Э – • скважина 24 – • скважина 029W – • скважина 049 - Химический анализ проведен фотометрическим методом определения иодидионов (по ГОСТ 23268-16-78).

Химический элемент J (иод-ион) на Дачном участке обнаружен в добычных скважинах №№ 4-Э, 5-Э, 029W, 24, 037, а также в скважине № 049 Верхне Мутновского участка.

Раздел 1. Геотермальные и минеральные ресурсы, общие вопросы Наибольшая концентрация J (иод-ион) выявлена в скважинах:

• № 037 в пробе № 52 - 0.447г/л, 9.08.2004г. в 18.• № 24 в пробе №105 - 0.270 г/л, 14.08.2004г в 8.• № 5 -Э в пробе № 92 - 0.236 г/л, 13.08.2004г. в 8.• № 029W в пробе №108 -0.158г/л, 14.08.2004г. в 8.• № 4-Э в пробе №103 -1.17г/л, 14.08.2004г. в 9.• №049 в пробе №65 - 2.07 г/л, 10.08.2004г. в 17.Расчет движения трассера.

№№ Расстояние от Время появления скважин реинжекционной максимального значения Скорость скважины концентрации трассера в движения № 027 до скважине от начала закачки трассера добычной, в метрах час. м/час 24 1208.9 111 10.4-Э 1271.9 87 14.5-Э 1357.8 182 8.037 1662.3 96 17.029W 1646 110 14.049 2036 88 23.При определении расстояния учтено наклонно-направленное положение скважины №Скорость, Пройдено метров № скважин м/час 1сут. 2сут. 3 сут. 4 сут.

24 10.9 262 523 785 1046.4-Э 14.6 350 701 1051 1401.5-Э 8.5 204 408 612 О37 17.3 415 830 1246 1660.029W 14.9 358 715 1073 1430.О49 23.1 554 1109 1663 2217.Скорость движения трассера 1сут 2сут 4сут 3сут Скв.закачки 4-Э 5-Э 016 029W Чернев И.И.

Изм енения химического состава теплоносителя (концентрации трассера в составе ПВС) в наблюдаемых добычных скважинах подобны волне. Независимо от длины и амплитуды волны моментом для расчета скорости движения является максимум концентрации иод-иона этой химической волны.

Максимальные скорости движения подземных вод (сепарата) наблюдаются в восточном направлении. Скорость движения подземных вод в направлении скважины № 049 (Верхне-Мутновский участк) составляя 23.1 м/час. Несколько меньшие скорость движения подземных наблюдаются в юго-восточном направлении к скважине № 037 и равняется 17.3 м/час. Наименьшая скорость миграции подземных вод наблюдается в южном направлении от Северного полигона реинжекции к Центральному блоку Дачному участка составляя в среднем 12.2 м/час (от 8.5 м/час – скважина 5-Э до 14.9 м/час – скважина 029W).

Многопиковая форма диаграмм содержания трассера подтверждает трещинно-жильный тип коллектора и свидетельствует о многовариантности путей фильтрации флюида в геотермальном коллекторе.

Выводы:

• Сформировавшаяся в результате эксплуатации месторождения воронка депрессии достигла Северного полигона реинжекции и часть закачиваемого сепарата возвращается в добычные скважины как Дачного, так и Верхне – Мутновского участков Мутновского месторождения.

• Дачный и Верхне-Мутновский участки месторождения представляют единую гидрогеологическую структуру с общей зоной питания.

• Движения подземных вод в коллекторе направлены к участкам добычи теплоносителя, скорости движения составляют от 8.5 до 23.1м\час в направлении с севера на юг и с севера на восток соответственно.

• Основная масса потока теплоносителя в горизонтальной проекции движется от Северного полигона реинжекции в южном и юго-восточном направлении.

Вертикальная миграция незначительна, в направлении скважин №№24, 29W и 5Э играет более существенную роль.

Pages:     || 2 |










© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.