Инверсия графиков производительности скважин Мутновского геотермального месторождения

Исследуется инверсия графиков производительности скважин Мутновского геотермального месторождения (Камчатка), выражающаяся в наличии ветви, характеризуемой снижением расхода при снижении устьевого давления. Ранее считалось, что, в отличие от Паужетского месторождения, на скважинах Мутновского месторождения инверсии нет. Вместе с тем, некоторые расчеты, выполненные с учетом новых теоретических представлений, показывают возможность ее наличия. С целью обнаружения инверсии графиков производительности проведены испытания трех скважин Мутновского месторождения. Осуществлялось измерение устьевых давлений в процессе ступенчатого уменьшения расхода скважин. На двух скважинах, Гео-3 и Гео-2, инверсия обнаружена. Отсутствие обнаружения инверсии на скважине Гео-4 имеет ряд оснований. Теоретический анализ показывает, что сложность обнаружения инверсии на данной скважине связана с низким значением удельного расхода поступающего из пласта флюида, а также с наличием меньшего, в процентном соотношении, количества воды в пароводяной смеси в ее стволе. Кроме того, принципиальное отсутствие инверсии может быть связано с наличием паровой зоны в верхней части области питания скважины. Таким образом, проведенные исследования позволяют говорить о наличии инверсии графиков производительности скважин, по крайней мере некоторых, Мутновского геотермального месторождения. Отмечено, что инверсия наблюдается при малых расходах, обычно не представляющих практический интерес. Однако значимость данного явления существенно возрастет в случае принятия находящегося в стадии обсуждения решения о регулировании расхода скважин с целью синхронизации процесса добычи теплоносителя с работой станции в режиме изменяющейся нагрузки.

Шулюпин А. Н., Чернев И. И., Варламова Н. Н. Инверсия графиков производительности скважин Мутновского геотермального месторождения // Горный информационно-аналитический бюллетень. – 2024. – № 7. – С. 49–60. DOI: 10.25018/ 0236_1493_2024_7_0_49.

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.

Шулюпин Александр Николаевич¹ — д-р техн. наук, директор, e-mail: ans714@mail.ru, ORCID ID: 0000-0002-7379-410X,
Чернев Иван Иванович — канд. техн. наук, заместитель главного инженера, Филиал ПАО «Камчатскэнерго» Возобновляемая энергетика, e-mail: Chernev-II@kamenergo.ru,
Варламова Наталья Николаевна¹ — младший научный сотрудник, e-mail: vnnvilsvet@mail.ru, ORCID ID: 0000-0002-5372-5043,
¹ Институт горного дела Дальневосточного отделения РАН.

Варламова Н.Н., e-mail: vnnvilsvet@mail.ru.

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. Lund J. W., Toth A. N. Direct utilization of geothermal energy 2020 worldwide review // Geothermics. 2021, vol. 90, article 101915. DOI: 10.1016/j.geothermics.2020.101915.

3. Huttrer G. W. Geothermal power generation in the World 2015–2020 Update Report, Review / Proceedings of the World Geothermal Congress 2020+1. Reykjavik, Iceland, 2021, аrticle 01017.

4. Бутузов В. А., Томаров Г. В., Алхасов А. Б., Алиев Р. М., Бадавов Г. Б. Геотермальная энергетика России: ресурсная база, электроэнергетика, теплоснабжение (обзор) // Теплоэнергетика. — 2022. — № 1. — С. 3—17. DOI: 10.1134/S004036362112002X.

5. Шулюпин А. Н., Варламова Н. Н. Современные тенденции в освоении геотермальных ресурсов // Георесурсы. — 2020. — Т. 22. — № 4. — С. 113—122. DOI: 10.18599/grs.2020.4.113-122.

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, vol. 134, pp. 296—310. DOI: 10.1016/j.ijheat masstransfer.2018.12.171.

7. Osgouei Y. T., Akin S. Experimental and numerical study of flow and thermal transport in fractured rock // Heat and Mass Transfer. 2021, vol. 57, no. 2, pp. 1053—1068. DOI: 10.1007/s00231-02003001-w.

8. Ghavidel A., Gracie R., Dusseault M. B. Design parameters impacting electricity generation from horizontal multilateral closed-loop geothermal systems in Hot Dry Rock // Geothermics. 2022, vol. 105, article 102469. DOI: 10.1016/j.geothermics.2022.102469.

9. 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, vol. 100, article 102339. DOI: 10.1016/j.geothermics.2021.102339.

10. Nguyen A., Tamasauskas J., Kegel M. A method for fast economic optimization of large hybrid ground source heat pump systems // Geothermics. 2022, vol. 104, article 102473. DOI: 10.1016/j.geothermics.2022.102473.

11. Zhang X., Wang E., Liu L., Qi C. Machine learning-based performance prediction for ground source heat pump systems // Geothermics. 2022, vol. 105, article 102509. DOI: 10.1016/j.geothermics. 2022.102509.

12. Chong Q., Wang J., Gates I. D. Evaluation of closed-loop U-Tube deep borehole heat exchanger in the Basal Cambrian Sandstone formation, Alberta, Canada // Geothermal Energy. 2022, vol. 10, article 21. DOI: 10.1186/s40517-022-00229-z.

13. Luo Y., Yan T., Yu J. Integrated analytical modeling of transient heat transfer inside and outside U-tube ground heat exchanger. A new angle from composite-medium method // International Journal of Heat and Mass Transfer. 2020, vol. 162, article 120373. DOI: 10.1016/j.ijheatmasstransfer.2020.120373.

14. Павлов К. А., Пашкевич Р. И. Моделирование двухскважинной петротермальной циркуляционной системы // Горный информационно-аналитический бюллетень. — 2018. — № S60. — С. 236—243. DOI: 10.25018/0236-1493-2018-12-60-236-243.

15. Пашкевич Р. И., Шадрин А. В. Численное моделирование геотермальной циркуляционной системы с резервуаром двойной пористости // Горный информационно-аналитический бюллетень. — 2021. — № S19. — С. 392—407. DOI: 10.25018/0236_1493_2021_11_19_392.

16. James R. Factors controlling borehole performance // Geothermics. 1970, vol. 2, pp. 1502— 1515.

17. Grant M. A., Bixley P. F. Geothermal reservoir engineering. USA: Academic Press is an imprint of Elsevier, 2011, 359 p.

18. Шулюпин А. Н. Устойчивость режима работы пароводяной скважины. — Хабаровск: ООО «Амурпринт», 2018. — 136 с.

19. Kirui F. K. Tracer flow testing for determination of mass flow rates and enthalpies, case study for KenGen-Olkaria production wells / Proceedings of the World Geothermal Congress 2020+1. Reykjavik, Iceland. 2021, аrticle 24027.

20. Mubarok M. H., Zarrouk S. J., Cater J. E. Pressure differential devices for measuring total mass flow rate and enthalpy in twophase geothermal pipelines / Proceedings of the World Geothermal Congress 2020+1. Reykjavik, Iceland. 2021, аrticle 25000.

21. Дрознин В. А. Физическая модель вулканического процесса. — М.: Наука, 1980. — 92 с.

22. Шулюпин А. Н. Гравитационная неустойчивость газожидкостного потока при освоении геотермальных месторождений // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. — 2022. — Т. 333. — № 6. — С. 140—146. DOI: 10.18799/24131830/2022/6/3565.

23. Шулюпин А. Н., Любин А. А., Варламова Н. Н. Об управлении парлифтной добычей при разработке Мутновского геотермального месторождения (Камчатка) // Известия Тульского государственного университета. Науки о Земле. — 2022. — № 3. — С. 220—234.