4.3.1 Геофизические измерения в скважинах применяемых при подземной газификации угля

Геофизические способы исследовательских работ в скважинах ставят с целью решения последующих задач:

1. Контроль за техническим состоянием скважин до обсаживания и тампонирования скважины.

2. Определения положения угольного пласта его мощности и строения.

3. Оценка температурного режима скважины с целью определения глубины залегания нижележащей кромки многолетне промерзлых пород.

4. Контроль целостности эксплуатационной обсадной колонны и качественность её цементажа.

Для решения намеченных целей применяется последующий комплекс геофизических работ: электронный каротаж КС; кавернометрия; инклинометрия; акустический каротаж АК; термометрия; токовый каротаж ТК; палитра каротаж ГК.

Стандартный электронный каротаж КС, индукционный каротаж ИК проводится во всех скважинах, не считая контрольных, для детализированного расчленения геологического разреза, определения верхней и нижней границ продуктивного пласта, выделение литологических разностей. Электрокаротажные работы методом КС, ИК производятся в промытых скважинах до начала оборудования их обсадными колоннами в масштабе 1:200 по всему профилю скважин и в масштабе 1:50 в границах продуктивного горизонта. Каротаж КС делается стандартным градиент-зондом по принятой методике.

Кавернометрия, инклинометрия и токовый каротаж проводятся во всех скважинах для контроля за состоянием стен скважин, величины искривления, техническим состоянием обсадных колонн. Регистрация кавернограмм делается безпрерывно по всему стволу в масштабе 1:200. Замет искривления скважин инклинометром создают через каждые 25 метров длины ствола в масштабе 1:200. Токовый каротаж делается после цементации обсадных труб в масштабе 1:200 на пореже 1-го раза за месяц.

Термометрия, акустический каротаж и акустическая цементометрия АКЦ как способы контроля за качеством гидроизоляции и цементирования обсадных и эксплуатационных колонн проводятся во всех скважинах, не считая разведочных и контрольных. Температурные измерения в скважинах проводят до начала цементирования и не позднее одних суток после схватывания цементного раствора по всему стволу скважины в масштабе 1:200.

В наблюдательных скважинах на стадии проведения подземной газификации термокаротаж употребляется как один из вероятных способов контроля за продвижением фронта горения.

Для контроля свойства гидроизоляции и цементирования по всему стволу скважины с большим эффектом может применяться акустический каротаж по волновым картинам и по затуханию. Если измеряется величина, характеризующая амплитуду колебания головной волны, поступающей из колонны, и установлено, что амплитуда их мала, то это показывает на наличие за трубами цементного кольца и сцепления его с колонной, другими словами обозначенным способом определяют акустические характеристики цементных труб в разных сочетаниях с цементным камнем. Геофизические исследования при помощи акустического цементомера АКЦ-1, проведенные до спуска эксплуатационной колонны и после спуска и цементирования, выявляют возможность конкретной интерпретации показаний АКЦ-1 для оценки свойства цементирования.

Для получения данных о плотности цементного камня и нраве рассредотачивания за колонной употребляется акустический каротаж по волновым картинам. Оценку плотности цементного камня по волновой картине следует вести с выделением на ней волн по колонне, породе и буровому раствору, используя при всем этом время их вступления, частотный признак и характеристику пород, пересеченных скважиной. Потом по значениям данных каротажа, приобретенных до обсадки скважины, определяют состояние контакта цементного камня с колонной и породой.

Акустическая цементометрия АКЦ производится в масштабе глубин 1:200 с регистрацией амплитудных и высокоскоростных черт.

Резистивиметрия (индукционная) производится в технологических и наблюдательных скважинах для определения мест водопритока, послойных скоростей и коэффициентов фильтрации. Регистрация кривых резитивиметрии делается в масштабе 1:200 по всему стволу скважин и в масштабе 1:50 в границах углевмещающего горизонта.

Расходометрия ставится в технологических и наблюдательных скважинах для оценки фильтрационных параметров проницаемых зон в критериях данных режимов в границах углевмещающего горизонта. Измерения выполняются при установившемся гидродинамическом уровне на стадии возбуждения скважин (откачки, нагнетания, наливы) при 2-3 ступенях положения раствора. Замеры дебитов скважин выполняются поточечной регистрацией с шагом наблюдения 5 метров, с следующей детализацией через 1-2 метра в масштабе 1:50. Необходимость предстоящей детализации с шагом наименее 1-2 метров устанавливается из анализа графиков измерения расхода воды от глубины скважины. Перед созданием расходометрии очищают стены скважины от шлама и глинистого раствора.

При выборе оборудования для производства расходометрии должна учитываться возможность погружения и свободного перемещения расходомера по стволу скважины. Сразу с регистрацией расхода смесей выполняются постоянные наблюдения за их уровнем в скважинах, также измеряется суммарный дебит раствора на устье скважины.

Гамма-каротаж производится во всех скважинах для литологического расчленения пород геологического разреза, определение границ продуктивных горизонтов, выделения частей залегания угольного пласта, определения начальных данных для подсчета припасов полезного ископаемого. Палитра каротаж проводится по всему стволу в масштабе 1:200 и в границах продуктивного горизонта в масштабе 1:50 с следующей детализацией не нормальных участков.

Наружным контролем результатов электронного каротажа КС, ПС, ИК, гамма-каротаж ГК являются результаты анализа кернового материала.

Внутренним контролем является повторный и контрольный каротаж скважин. Контрольный каротаж должен составлять 10% от общего объема каротажа. Расхождение меж главным и контрольным каротажем не должно превосходить 10%.

Определение целостности обсадных и эксплуатационных колонн, мест и формы повреждения, также величины внутреннего поперечника труб по длине колонны делается при помощи специальной геофизической аппаратуры.

Для исследования изъянов колонны разработан прибор ИД-1, а для определения внутреннего поперечника колонны — прибор НЭМ-70, который позволяет регистрировать суммарный внутренний поперечник колонн с точностью ±1 мм. При работе прибора ИД-1 могут сразу записываться две кривые: кривая изъянов (трещинок) и кривая внутреннего поперечника. [6]

4.3.2 Определение уровня цемента в затрубном пространстве и свойства цементирования обсадных колонн
После окончания бурения скважины и спуска обсадной колонны производится ее цементирование — кольцевое затрубное место меж стеной скважины и колонной труб заливается цементным веществом. Закрепление ствола скважины спуском обсадных колонн с следующим цементированием осуществляется для изоляции отдельных пластов, исключения перетоков разных флюидов меж ними и перекрытия зон вероятных осложнений, затрудняющих процесс бурения.
При высококачественном цементировании обеспечивается: 1) наличие в затрубном пространстве затвердевшего цемента, поднятого до проектной глубины от устья; 2) равномерность рассредотачивания цемента в затрубном пространстве; 3) сплошность цементного камня и не плохое его сцепление с колонной и стеной скважины. Контроль за качеством цементирования скважин осуществляется тепловыми, радиоактивными и акустическими способами.
4.3.3 Термометрия
Определение уровня цемента в затрубном пространстве способом термометрии основано на свойстве цементного раствора увеличивать температуру среды вследствие экзотермической реакции, протекающей при его схватывании. Способ позволяет выявить наличие цемента за колонной и установить верхнюю границу цементного камня. Наибольшие температуры при схватывании разных типов цемента наблюдаются обычно в интервале 6-16ч, а самые большие температурные аномалии в критериях скважины можно зафиксировать во времени от 6 до 24ч после окончания заливки. Верхняя граница цемента за трубами устанавливается по резкому сдвигу кривой на термограмме в сторону роста температуры на фоне постепенного возрастания ее с глубиной (рис. 4.1, а). Способ термометрии сравнимо прост и довольно эффективен при отбивке высоты подъема цемента в затрубном пространстве нефтяных и газовых скважин. Главным его недочетом является отсутствие инфы о нраве рассредотачивания цемента в затрубном пространстве и плотности сцепления его с колонной и стеной скважины.
Рис. 4.1. Определение уровня цемента способами термометрии (а) и радиоактивных изотопов (б).
4.3.4 Радиоактивные способы
Для определения уровня цемента в затрубном пространстве и оценки свойства цементирования обсадных колонн используются способы радиоактивных изотопов и гамма-гамма-каротажа.
Способы радиоактивных изотопов. Эти способы основаны на регистрации г-излучения радиоактивных изотопов, добавляемых в цементный раствор в процессе его изготовления. Для активации цементного раствора используют короткоживущие изотопы (к примеру, Fe). Концентрация изотопов в нем должна быть таковой, чтоб его активность не превосходила 0,5-1мг-экв Ra/м3.
По мере надобности определения только уровня цемента активированию подвергается только 1-ая порция раствора. В данном случае после закачки цементного раствора в скважину и кропотливой ее промывки создают измерение интенсивности г-излучения при помощи стандартной радиометрической аппаратуры. Участок колонны, окруженный активированным цементом, отмечается на диаграмме ГК2 увеличением интенсивности г-излучения по сопоставлению с кривой ГК1, зарегистрированной до закачки цемента (рис. 1X.1,б). Способ изотопов в особенности эффективен при ремонтных работах, когда количество закачиваемого в затрубное место цементного раствора невелико.
Гамма-гамма-каротаж. Для контроля свойства цементирования обсадных колонн разработан ряд особых устройств, из которых дефектомер-толщиномер типа СГДТ-2 находит более обширное применение. Прибор состоит из 2-ух зондов, созданных для регистрации растерянного г-излучения разных энергий (рис. 4.2). Зондовое устройство дефектомера включает источник 1 г-излучения (137Cs) и блок индикатора 3, помещенные во крутящийся свинцовый экран 2 с коллимационными окнами. Зондовое устройство толщиномера размещено в высшей части прибора и состоит из источника 9 мягенького г-излучения (170Тm), блока индикатора 7 и свинцового экрана 8 с 2-мя коллимационными окнами 10, направленными навстречу друг дружке под углом 45° относительно оси прибора. Внедрение отлично коллимированного мягенького г-излучения и малой длины зонда (около 8см) обусловливает показания толщиномера, в главном зависящие от толщины обсадных труб.
При непрерывном перемещении прибора в стволе скважины регится радиальная цементограмма и толщинограмма, а при остановке его на данной глубине — дефектограмма, характеризующая изменение интенсивности растерянного г-излучения по окружности (рис. 4.3).
Для одновременной регистрации цементограммы и толщинограммы, также питания скважинного прибора неизменным током употребляется двухканальная импульсная система с разделением сигналов по их полярности. В итоге интерпретации радиальных цементограмм определяют плотность вещества в затрубном пространстве и нрав расположения (эксцентриситет) колонны в скважине.
Рис. 4.2. Вид скважинного прибора СГДТ-2
1 — источник дефектомера 137Cs; 2 — крутящиеся свинцовые экраны дефектомера; 3 — блок индикатора дефектомера; 4 — редуктор; 5 — электродвигатель; 6 — блок электронной схемы; 7 — блок индикатора толщиномера; 8 — свинцовые экраны толщиномера; 9 — источник толщиномера 170Тm; 10 — коллимационные окна толщиномера.
Рис. 4.3 Радиальная цементограмма, дефектограммы и схемы сечений скважины
1 — цемент; 2 — промывочная жидкость; 1ц — наибольшие показания прибора против каверны, заполненной цементом; 1рп — то же, при номинальном поперечнике скважины против незацементированных участков ствола.
Эксцентриситет колонны Э в скважине определяют по особым палеткам, построенным методом измерений на моделях при фиксированных значениях плотности цементного камня дц и породы дп. Одна из таких палеток показана на рис. 4.4. Если вещество в затрубном пространстве однородно по плотности (за колонной находится только промывочная жидкость либо только цемент), то дефектограмма, зарегистрированная на определенной глубине, по окружности имеет синусоидальный вид. Такая форма дефектограммы в данном случае обоснована тем, что колонна в скважине фактически всегда имеет некий эксцентриситет. При наличии каналов в цементном камне однородность по плотности вещества за колонной нарушается и синусоидальная форма кривой резко искажается.
Рис. 4.4 Палетка для определения эксцентриситета Э колонны по результатам измерений дефектомером
Качество цементирования оценивается по соотношению протяженностей положительной и отрицательной полуволн (рис. 4.3.). Линия 001 на дефектограмме проводится так, чтоб а1 = а2. При l1 = l2 цементирование считается высококачественным (в цементном камне нет каналов либо других изъянов), если l1 ? l2 — плохим (в цементном камне имеются недостатки).
Для увеличения надежности интерпретации как радиальных цементограмм, так и дефектограмм нужно учесть воздействие поперечника скважины, толщины обсадных труб, плотности горных пород и других причин. Толщину обсадных труб определяют обычно по толщинограмме. Для надежного разделения зацементированных и незацементированных интервалов по кривой ГТК нужно, чтоб плотность цементного камня значительно отличалась от плотности промывочной воды и разница поперечников скважины и колонны была довольно большой. Интерпретация цементограмм и дефектограмм ГТК осложняется конфигурацией толщины стен обсадных труб, зависимостью показаний прибора от плотностей пород разреза и других причин.
4.4 Методы сотворения обскурантистского канала в угольном пласте

Для сотворения обскурантистских каналов употребляются последующие четыре метода: огневая фильтрационная сбойка скважин, гидравлический разрыв угольного пласта водой либо воздухом, огневая проработка каналов, пробуренных по угольному пласту, и сбойка скважин с применением электронного тока.

4.4.1 Огневая фильтрационная сбойка скважин

Огневая фильтрационная сбойка скважин представляет процесс прожига в угольном пласте канала методом перемещения очага горения по угольному пласту.

Известны два вида фильтрационной сбойки. 1-ый — прямой, либо прямоточный, при котором очаг горения (кислородная зона) перемещается в одном направлении с движением дутьевых потоков. 2-ой — оборотный, либо противоточный, при котором очаг горения перемещается в направлении, оборотном течению дутья, т.е. навстречу ему.

Возможность воплощения фильтрационной сбойки скважин определяют по газопроницаемости угля и вмещающих его пород, которая должна быть меньше газопроницаемости угля. Газопроницаемость угля, как и других сцементированных горных пород, обусловливается наличием в их трещинок и пор, по которым происходит фильтрация воздуха либо газа.

Схема прямоточной сбойки заключается в перемещении огневого забоя в направлении, схожем направлению дутья — от нагнетательной скважины к газоотводящей скважине. Совсем разумеется, что для такового перемещения очага нужно, чтоб в продуктах сгорания содержался свободный кислород, что находится в зависимости от расхода дутья и от критерий теплопередачи от огневого забоя к угольному пласту.

Схема противоточной сбойки заключается в последующем. В одну из нагнетательных скважин газогенератора подается воздух, который движется (фильтруется) по трещинкам и порам угольного пласта. Часть воздуха добивается огневого забоя (воспламененной зоны), удаленного на определенное расстояние от нагнетательной (сбоечной) скважины. Кислород воздух реагирует с воспламененным углем. Выделяющееся тепло излучением «теплопроводностью нагревает уголь перед огневым забоем до температуры воспламенения». Уголь реагирует с кислородом воздуха, и очаг горения равномерно перемещается навстречу дутью по направлению к нагнетательной скважине. Момент заслуги очагом горения забоя нагнетательной скважины именуется сбойкой и характеризуется резким падением давления нагнетаемого дутья.

Существует предельная величина расхода дутья, выше которой происходит уменьшение скорости противоточного перемещения очага, а потом и изменение направления его перемещения. Другими словами, начав противоточное перемещение очага горения и увеличивая расход дутья, можно достигнуть прямоточного перемещения очага.

Итак, механизм огневой фильтрационной сбойки скважин обоснован гидродинамическими (определяющими движение дутья по угольному пласту), кинетическими (обеспечивающими хим реагирование) и термическими (определяющими температуру прогрева угля, лежащего вокруг очага горения) факторами.

4.4.2 Электронная сбойка скважин

При всем этом методе сбойки скважин употребляют электротермическое воздействие на угольный пласт.

Если к электродам, опущенным в две примыкающие скважины, подвести электронный ток напряжением несколько тыщ вольт, то начнется постепенный прогрев угля. Чем меньше утраты этого тёпла в окружающие породы и на испарение приточной воды и воды угля, тем лучше прогревается угольный пласт.

При тепловом разложении прогретого таким макаром угля появляется коксовый «канал», газопроницаемость которого во много раз выше газопроницаемости угольного пласта в естественных критериях. В предстоящем таковой коксовый «канал» прорабатывается, обычно, воздушным дутьем.

Более нередко электронную сбойку скважин используют на буроугольных пластах. Суммарные издержки на нее на 20-25 % ниже, чем издержки на огневую фильтрационную сбойку скважин. На каменноугольных пластах электронная сбойка скважин не отыскала широкого внедрения.

Электронная сбойка скважин просит не только лишь довольно сложного оборудования, да и соблюдения ответственных требований техники безопасности. Не считая того, в процессе электротермического воздействия на угольный пласт допустимо только ограниченное роль подземных вод, в неприятном случае к.п.д. суммарного процесса очень низок. С повышением глубины скважин растут и трудности изоляции электродов. По этим причинам применение электронной сбойки скважин для сотворения начальных каналов газификации ограничено. Этот метод сбойки скважин целенаправлено использовать на малообводненных угольных пластах.

4.4.3 Гидравлический разрыв угольного пласта

Метод гидравлического разрыва угольного пласта для сотворения в их щелей большой газопроницаемости стали использовать в подземной газификации в 1955 г. За базу был взят узнаваемый уже в то время гидравлический разрыв нефтеносных пластов, который в купе с закреплением щелей кварцевым песком значительно увеличивал приток нефти к скважине.

В отличие от огневой фильтрационной сбойки скважин, при которой начальные каналы газификации в угольном пласте создаются методом прожига, гидравлический разрыв угольного пласта основан на механическом воздействии воды на угольный пласт с образованием щели определенного сечения. В предстоящем щель разрыва прорабатывается (расширяется) также методом прожига, но с применением дутья при еще наименьшем давлении, чем давление при огневой фильтрационной сбойке.

4.4.4 Огневая проработка каналов, пробуренных по угольному пласту
Огневая проработка каналов, пробуренных по угольному пласту, применяется как на пологих, так и на крутых угольных пластах. Цель проработки — расширить буровые каналы до таких размеров, при которых обеспечивается насыщенное ведение процесса газификации. Подобно процессу огневой фильтрационной сбойки, огневая проработка буровых каналов по угольному пласту осуществляется при перемещении очага горения или навстречу, или по направлению подаваемого дутья.
4.4.5 Технологические характеристики рационального метода сотворения обскурантистского канала в угольном пласте
Важным, при выборе метода подготовки каналов газогенератора ПГУ, является исследование геологических, технологических черт угольного пласта и критерий его залегания.
В геокриологическом отношении Южно-Якутский каменноугольный бассейн размещен, кроме Токинского района, в зоне островного распространения мерзлоты. Вследствие чего, не нужно предварительное температурное воздействие на угольный пласт и вмещающие породы участвующих в организации подземного газогенератора. В гидрогеологическом отношении район представлен водами четвертичных отложений, трещинными и трещинно-пластовыми водами мезозойских отложений [3].
Не считая всего выше произнесенного необходимо отметить завышенную трещиноватость вмещающих пород вследствие сейсмической активности района. Данная особенность делает не вероятным повсеместное применение метода гидравлического разрыва угольного пласта для сотворения канала газогенератора. При невозможности внедрения гидравлического метода, нужно использовать бурение наклонных либо наклонно-горизонтальных скважин зависимо от угла залегания угольного пласта. Хотя, при проведении этого метода и будет оказываться воздействие на криолитозону, данный метод лучше огневой фильтрационной сбойки вследствие большей изученности и наилучшей маневренности процессом.

Для расчета критичного давления при котором происходит структурное изменение угольного пласта рассчитывается по формуле: