ВУЛКАНОЛОГИЯ И СЕЙСМОЛОГИЯ, 2012, № 1, с. 56-64
УДК 550.812(571.66)
ФОРМИРОВАНИЕ ПРОФИЛЯ ДАВЛЕНИЯ В ГЕОТЕРМАЛЬНОМ РЕЗЕРВУАРЕ НА ПРИМЕРЕ МУТНОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ ПАРОГИДРОТЕРМ
© 2012 г. К. И. Мальцева
ООО "Аква"
684000 Елизово, Камчатский край, ул. Геофизическая, 3, e-mail: @akva@mail.kamchatka.ru Поступила в редакцию 16.02.2011 г.
Рассматривается характер изменения давления и температуры по стволу скважин Мутновского месторождения парогидротерм. Выделены три типа барограмм, характеризующих состояние теплоносителя в скважине: субвертикальный, субвертикально-наклонный и наклонный. Первые два типа характерны для участка ствола скважин, заполненного теплоносителем в парообразном и двухфазном состоянии, третий тип — в жидком состоянии. В результате совместного анализа барограмм и термограмм делается вывод о фазовом состоянии теплоносителя по стволу и условиям возбуждения скважин.
ВВЕДЕНИЕ
Мутновское геотермальное месторождение находится в 75 км от г. Петропавловска-Камчат-ского. В 2000 г. введена в эксплуатацию Верхне-Мутновская ГеоЭС, в 2002 г. — Мутновская Гео-ЭС. Суммарная установленная мощностью двух ГеоЭС — 62 МВт, что обеспечивает 25—30% потребности г. Петропавловска-Камчатского и Елизовского района в электрической энергии. По результатам поисково-разведочных работ с применением бурения (1978—1989 гг.) выполнен подсчет эксплуатационных запасов теплоноси-
1
теля геотермального месторождения , установлено распределение температур и давлений в гидротермальном резервуаре. По этим материалам разработана трехмерная термогидродинамическая модель месторождения [Кирюхин, 1996, 2002].
По результатам наблюдений за режимом подземных вод месторождения за 7-летний период эксплуатации в 2007 г. был выполнен пересчет
2
эксплуатационных запасов теплоносителя и уточнена термогидродинамическая модель месторождения [Пашкевич и др., 2009]. Анализ по-
1 Блукке П.П., Остапенко С.В., Асаулова Н.П. и др. Отчет о результатах предварительной разведки на участке Дачный Мутновского месторождения парогидротерм с подсчетом запасов теплоносителя для обоснования проекта строительства первой очереди ГеоЭС мощностью 50 МВт (в 7 книгах). п. Термальный Камчатской обл., 1987.
2 Мальцева К. И., Пашкевич Р. И., Манухин Ю.Ф. и др. Отчет по объекту "Пересчет эксплуатационных запасов теплоносителя по Мутновскому месторождению парогидротерм по состоянию на 31.12.2006г." (в 5 книгах). Елизово, Камчатская область. ОАО "Геотерм". 2007.
лученных данных по измерениям температур и давлений по стволу скважин с целью выявления условий парообразования в недрах месторождения, термогидродинамики восходящего потока и областей поступления глубинного теплоносителя в гидротермальный резервуар является предметом данной статьи.
МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ
На стадии разведочных работ (1978—1987 гг.) термобарометрические исследования на Мут-новском геотермальном месторождении включали лишь измерения температуры (с использованием максимальных ртутных термометров ТП-7, ТП-25 и ТП-13 с верхним пределом измерений соответственно до 150, 225 и 250°С). В конце 1980-ых годов появились автономные термометры отечественного производства ТСУ-1-220 и ТСУ-1-250, выпускаемые ПО "Геофизприбор", со шкалой измерений соответственно 220 и 250°С. Эти приборы позволяли производить непрерывную запись температур по стволу скважин. Институтом ВНИИГИС был создан опытный образец максимального автономного термометра с диапазоном измерений 0—400°С. Опыт использования этого термометра на Мутновском месторождении позволил сделать вывод о том, что погрешность при его использовании достигала 20—30°С. На этом этапе исследований величина пластового давления определялась расчетом по весу столба воды при зафиксированном распределении температуры по стволу скважины. Это существенно снижало достоверность оценки давления из-за низкой точности определения
уровня и неопределенности распределения фазового состояния теплоносителя по стволу скважины. Кроме того, при разведке Мутновского месторождения давления по стволу скважин рассчитывались по термограммам, отражающим преимущественно нарушенный температурный режим по окончании бурения.
В конце 1980-х гг. была приобретена автономная скважинная аппаратура "Ки8ТЕЯ", что позволило проводить измерения температур и пластовых давлений по стволу скважин и получить новые данные по термогидродинамическому состоянию гидротермального резервуара в процессе эксплуатации месторождения. Диапазон измерений этого прибора по давлениям 0—25 МПа, по температурам 0—350°С при погрешности соответственно ±1 и ±0.1%.
В скв. 30 на Верхне-Мутновском участке и скв. 012 на Дачном участке установлен прибор капиллярная трубка, непрерывно регистрирующий пластовое давление на глубине соответственно 950 и 1500 м.
РЕЗУЛЬТАТЫ ПРОВЕДЕНИЯ
ТЕРМОБАРОМЕТРИИ В СКВАЖИНАХ МУТНОВСКОГО ГЕОТЕРМАЛЬНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Условия выхода теплоносителя на поверхность при вскрытии перегретых вод и пара при глубоком положении уровня подземных вод определяются глубоко проникающим явлением парлифта, представляющего собой с физической точки зрения вакуумирование скважины за счет вскипания теплоносителя на отметке равенства давления в "пласте" и давления насыщения при соответствующей температуре. Процесс выхода теплоносителя на поверхность подобен откачке с помощью эрлифтной установки, где водоподъемную роль воздушной смеси выполняет выделяющийся при вскипании теплоносителя пар.
Процесс парообразования в скважине может начаться самопроизвольно при остановке процесса бурения или при выстойке скважины, т.е. скважина может самовозбудиться. В одних скважинах самовозбуждение наблюдалось при открытом устье. В других — процесс прогрева идет эффективно только в условиях герметизации устья, т.е. при исключении оттока тепла в атмосферу. Измеренные давления на устье скважин в условиях простоя варьируют от 0.6 до 20 атм и более. Введение в работу простаивающих скважин с низкими давлениями на устье скважин (до 2— 4 атм) также, как и по скважинам при отсутствии давления на устье, осуществляется принудительно, с высокими давлениями — путем открытия задвижки на выброс.
В зависимости от местоположения месторождения и глубины скважин, вскрытого теплоноси-
теля (пар или пароводяная смесь) и интервалов измерения температур (от устья до забоя или только по обводненной части ствола), термограммы характеризуются субвертикальным, вогнуто-выпуклым или выпуклым профилем.
Измеренные давления по скважинам характеризуются также тремя типами профилей: субвертикальным, наклонным и субвертикально-наклонным. Субвертикальный профиль барограмм соответствует скважинам, уровень парообразования в которых находится ниже или вблизи забоя скважины и теплоноситель в них находится в однофазном (пар) или двухфазном (пар—вода) состоянии. Наклонный профиль барограмм отражает изменение давления в скважине, заполненной теплоносителем в однофазном (жидком) состоянии, характеризуя изменение гидростатического давления в гидротермальном резервуаре или в водоносном комплексе, которое по мере увеличения глубины скважины закономерно возрастает в соответствии с весом столба воды над забоем скважины. Наклонная часть барограмм является отражением изменения пластового давления в резервуаре. Субвертикально-наклонный профиль барограмм объединяет первые два типа, в результате чего наблюдается избыточное давление на устье.
В качестве примера с субвертикальными профилями температур и измеренных давлений являются скв. 26 и 016, расположенные на площади Центрального блока Дачного участка. Скважины продуктивные, введены в эксплуатацию в сентябре 2002 г. Измерения температур и давления выполнялись прибором "Ки8ТЕЯ" в условиях длительного простоя скважин.
Скв. 26 закончена бурением в мае 1984 г. на глубине 466 м, продуктивная, самовозбуждающаяся. При давлении на устье 7.14 бар, дебит ПВС — 19.6 кг/с, в том числе пара — 18.7 кг/с, энтальпия ПВС 2675 кДж/кг. Измерения температуры и давления проведены в декабре 1998 г. при избыточном давлении на устье 26.59 бар. Продуктивные интервалы 427—415 и 397—349 м абс.
Скв. 016 закончена бурением в сентябре 1986 г. на глубине 846 м, продуктивная, самовозбуждающаяся. При давлении на устье 10.7 бар, дебит пара 7.9 кг/с, энтальпия 2763 кДж/кг. Измерения проведены в декабре 1998 г. при избыточном давлении на устье 25.91 бар. Продуктивный интервал 211...—45 м абс.
С учетом продукции скважин (чистый и влажный пар) уровень парообразования в этих скважинах находится ниже забоя скважин. На рис. 1 видно, что барограммы измеренные, насыщения по каждой скважине практически совпадают. Средние градиенты давления по измеренным значениям и давлениям насыщения незначительно различаются между собой: скв. 26 — абсолютные значения градиентов соответственно равны 0.831 •
900
700
о ю
ей
£
<3
X X
ю
^
500
300
100
-100 ь
Температура, °С 50 100 150 200
•
4
4
- 6
26 4
-
& •
_ • •
— •
016
1 д 2 -3
250
и
о ю
а
м а,
X X
ю
у
900
700
500
300
100
-100
Давление, бар 10 20 30
40
—I
Б 1 I I
а а
1
2
3
4
0
0
Рис. 1. Термограммы (а) и барограммы (б) по скв. 016 и 26 Мутновского месторождения парогидротерм. На графике температур (а): 1 — температура по скв. 016, 2 — температура по скв. 26, 3 — продуктивные интервалы (линии одинаковой длины соответствуют кровле и подошве интервала). На графике давлений (б) измеренные давления: 1 — по скв. 016, 2 — по скв. 26, давления насыщения: 3 — по скв. 26, 4 — по скв. 016.
• 10-2 бар/м и 0.865 • 10-2 бар/м, скв. 016 - 1.456 •
• 10-2 бар/м и 1.419 • 10-2 бар/м (табл. 1).
Совпадение величин измеренных давлений и давлений насыщения по измеренным температурам свидетельствует о том, что теплоноситель в скважинах находится в перегретом состоянии. Это позволяет рассматривать давление насыщения, являющееся функцией температуры, показателем напора восходящего глубинного флюида и его можно назвать термодинамическим напором теплоносителя, которое определяет условия внедрения глубинного потока в водоносный комплекс и самостоятельный выход его на поверхность при вс
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.