MONITORING OF WELLS THERMAL INTERACTION WITH PERMAFROST STRATA

FIELD: oil-and-gas industry.SUBSTANCE: invention can be used at exploration of northern deposits and at control over heat-isolation capacity of well structure, contact of permafrost strata thawing halos at adjacent wells of developed deposit cluster. Thermal and physical conditions at wells are determined at two adjacent walls with subsiding permafrost strata that can cause problems at their thawing. Note here that thermometer instruments are arranged in every well behind the outer case strings for temperature measurement in well string space nearby permafrost stratum and at wellhead for fluid temperature registration inside every well at first and second time moments for every well. Said time moments are counted down from the start of well operation to start of permafrost stratum thawing there around. Measures temperatures and time of thawing start are introduced into expressions used to define the empirical factor dependent on stratum heat conductivity. Rime-variable radii of thawing zones and width of through thawed fracture are compared with their actual values measured at gas penetration to forecast the well conditions.EFFECT: intensified oil production.1 tbl, 1 dwg 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. Определение теплофизических условий на скважинах осуществляют на двух соседних скважинах месторождения, характеризующихся наличием в разрезе просадочных ММП, приводящих к осложнениям при их протаивании. При этом в каждой скважине термометрические устройства 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 и второй текущие моменты времени для каждой скважины, которые отсчитывают от начала ее эксплуатации до момента времени 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, с помощью которого определяют эмпирический коэффициент, зависящий от температуропроводности пород. Сравнивая в процессе мониторинга изменяющиеся во времени значения радиусов зон протаивания и ширину сквозной талой щ