USD ЦБ — 57,32 +0,03
EUR ЦБ — 67,37 −0,04
Brent — 58,36 +0,43%
среда 18 октября 14:26

Наука и технологии // Разведка и разработка

Природные особенности освоения месторождений углеводородов в баренцевом море

23 апреля 2015 г., 12:00Леонид Кульпин, Галия Ефимова, ИПНГ РАН, ООО «НИПИморнефть»4069

В ближайшие годы предстоит освоение уникальных месторождений углеводородов на арктическом шельфе России, открытых, предлагаемых и предполагаемых на площади более 6 млн.км3. При этом уже известно, что две трети из них перспективны на нефть и газ. В первую очередь это относится к Арктическому и Охотоморскому шельфам. При этом наибольшие ресурсы газа (более 70 трлн. м3) сосредоточены в Баренцево-Карском регионе (рис. 1).

На рис.2 представлена карта выявленных месторождений углеводородов и перспективных геологических структур на Баренцевом и Карском шельфах и прилегающей суше. Здесь открыты ряд гигантских месторождений: Уренгойское, Ямбургское, Бованенковское, Штокмановское и возможны другие открытия. При этом возникают проблемы безопасности их эксплуатации в качестве природно-техногенных морских объектов.

Общими особенностями при освоении арктических месторождений является суровый климат, обширные ледовые условия, глубокое промерзание пород, а также наличием так называемой «Субмаринной криолитозоны».

С этой зоной связано и возможное образование скоплений газовых гидратов [1, 2, 4], что определяется главным образом двумя причинами: отрицательной температурой придонных слоев воды (современные условия) и глубоким промерзанием в течение геологического периода (палеоусловия). По своему физическому состоянию криолитозона может быть мерзлой (льдосодержащей) и немерзлой, представленной охлажденными минерализованными водами и породами.

На рис.3 представлена ледовая обстановка на российской части арктического шельфа Северного Ледовитого океана в январе-марте. Можно видеть, что льды в зимний период занимают гигантское пространство фактически от Мурманска до Камчатки. Таких суровых условий на таких огромных пространствах нет нигде в мире. На пространствах от Баренцева до Чукотского и Охотского морей минимальная длительность ледового периода составляет до 4-5 месяцев, максимальная до семи. Это безусловно затрудняет освоение ресурсов углеводородов в этих областях, в том числе из-за наличия придонных газовых гидратов.

На рис. 4 приведена карта части Северного Ледовитого океана в связи с прогнозами газогидратных скоплений в зависимости от их генезиса [4]. Прогнозируется, что зоны возможной газогидратоносности весьма обширны и могут рассматриваться в качестве гигантских ресурсов углеводородов в будущем.



Рассмотрим возможные осложнения при строительстве гидротехнических сооружений и эксплуатации скважин в условиях возможных скоплений газовых гидратов в придонной части разреза. Типичным примером здесь могут служить условия в центральной части Баренцева моря, где расположено Штокмановское месторождение, осложненное по данным геофизики тектоническими разломами.

Известно, что помимо температуры, давления и минерализации на образование и накопление гидратов существенно влияет литология пород. Проведенные исследования показывают [5], что для уплотненных сред с ростом дисперсности слагающих породу частиц (от крупнозернистых до малозернистых пород) гидратосодержание увеличивается. При дальнейшем увеличении дисперсности до образцов тяжелой супеси гидратосодержание снижается до нуля. Для литологического состава верхней части разреза до глубин 20-30 м от дна моря прогнозируется присутствие гидратов в виде отдельных вкраплений. На глубинах до 200-250 м в разрезе присутствуют породы, способные к аккумуляции значительных скоплений гидратов.

В процессе разработки месторождения вокруг эксплуатационных колонн вследствие транспортировки по ним теплого газа из нижележащих горизонтов происходит увеличение температуры окружающих пород. Это обстоятельство приводит к изменению фазового состояния воды и газа в гидратонасыщенных интервалах вокруг скважин. С технической точки зрения рассматриваемый процесс аналогичен процессу растепления мерзлых пород при разработке месторождений углеводородов в районах вечной мерзлоты.

На стадии проектных работ для определения размеров зон теплового влияния принято использовать модели, в которых используется понятие области фазового перехода или в виде резкой границы раздела между талой и мерзлой зонами, или в виде протяженной области раздела, что соответствует фазовому переходу в спектре температур. Резкая граница раздела имеет место в крупнодисперсных средах, например песках, а протяженная - в тонкодисперсных средах, например суглинках. Применительно к Штокмановскому месторождению, исходя из характеристик пород, слагающих верхние интервалы геологического разреза, фронт фазового перехода может представлять резкую границу.

Расчеты проводились для случая работы одной скважины и при взаимодействии группы скважин [6, 7]. Математическая постановка задачи формулируется как "задача Стефана" для плоскорадиального случая. Распределение температур в гидратонасыщенной зоне и зоне разложившегося гидрата описывается уравнением теплопроводности.

На рис. 5 приведена карта Арктического шельфа России и донных осадков с отрицательными температурами в Баренцевом море [1, 2]. "Охлажденные" осадки занимают центральную, северо- и юго-восточную части моря, примыкающие к Новой Земле. Контуры этой зоны почти совпадают с нулевой изотермой среднемноголетней температуры дна. Штокмановское месторождение, как и многие другие, находится в зоне распространения донны осадков с отрицательными температурами.

В Печорском море субмаринная криолитозона может быть приурочена к линзам остаточной деградирующей многолетней мерзлоты на глубинах 40-100 м под дном моря. Мерзлота имеет прерывистый характер.

В инженерно-геологическом отношении мерзлые и газогидратоносные отложения представляют собой категорию пород особого состава, состояния и свойств и требуют специального подхода при освоении арктических акваторий. В частности, эти особенности необходимо учитывать при решении таких важных в практическом отношении вопросов как строительство стационарных морских ледостойких платформ на арктическом шельфе, стоительство и эксплуатацию трубопроводов и др. сооружений. Также следует учитывать возможные нарушения естественного теплового режима в верхнем осадочном чехле при бурении и эксплуатации скважин.

Основой для оценки мерзлотности и газогидратоносности является в первую очередь анализ термобарических условий дна и недр. Рассмотрим эти условия на примере Штокмановского газоконденсатного месторождения. Оно расположено в бортовой части Южно-Баренцевской впадины в пределах влияния наиболее стабильного арктического холодного течения со среднемноголетней температурой дна близкой к минус 1,0°С до +3-4°С в поверхностных слоях.

Процедура выявления площадей и зон стабильности гидратов газа сводится к совмещению значений геотермического градиента и давления в конкретной точке дна моря или поддонного разреза с той или иной равновесной кривой гидратообразования метана в координатах давление - время.

Наиболее надежными для оценки газогидратоносности являются данные о температуре дна. О геотермических условиях обычно имеется меньше информации.

Зона стабильности гидратов газа в зависимости от конкретных термобарических условий и состава гидратообразующей системы может распространяться до определенной поддонной глубины, начинаясь непосредственно у дна, либо на некотором расстоянии под ним. Если принять среднюю глубину моря на Штокмановском месторождении 300 м, геотермический градиент - 3,0°С/100 м и температуру дна -1,0°С, то по номограмме получим зону стабильности гидрата метана до 200-250 м под дном моря между линиями 1 и 3 (рис. 6).

Таким образом, с достаточной степенью уверенности можно утверждать, что в районе Штокмановского месторождения имеются реальные условия накопления и существования газовых гидратов в разрезе пород под дном моря до глубины 200 м.

Анализ факторов, влияющих на термобарические условия газогидратоносности, обнаружил возможность существования нескольких типов зоны стабильности гидратов. По отношению к дну моря эта зона может быть придонной и непридонной, то есть отделенной от дна интервалом от единиц метров до более 200 м.

Придонная зона стабильности гидратов характерна для ложа океана, континентального склона и для тех районов шельфа, где отсутствуют реликтовые мерзлые породы, но есть достаточные глубины моря. Непридонная зона стабильности гидратов может контролироваться областями распространения субмаринных реликтовых мерзлых пород той или иной мощности, либо приуроченной к акваториям шельфа, где мерзлая зона отсутствует, но температура дна низкая, а глубина моря значительная, хотя и недостаточная для создания необходимых давлений газогидратообразования на самом дне.

Таким образом, наличие скоплений гидратов в зоне работающих скважин является фактором осложняющим разработку месторождения из-за их возможного растепления.

Удлинить срок растепления можно, если использовать пассивную изоляцию колонн. Однако, учитывая, что разработка месторождения длится десятки лет - это не достаточно надежно. Расчеты показывают необходимость активной изоляции. В принципе для этих целей можно использовать естественную или принудительную циркуляцию холодной морской воды в межтрубном кольцевом пространстве (рис. 7) [7, 8].

Для повышения эффективности предложенного способа схема может быть дополнена элементами пассивной тепловой защиты, например, заполнением пространства между лифтовыми трубами и эксплуатационной колонной в интервале гидратонасыщенности инертным газом или установкой труб с пониженным коэффициентом теплопередачи. Другие решения могут быть связаны с отбором части газового потока для охлаждения колонны с использованием эффекта Джоуля-Томпсона. По этому направлению в мире имеется ряд патентов и конкретные конструктивные решения.

Одним из возможных других факторов риска и негативных последствий разработки нефтегазовых месторождений является осадка земной поверхности над месторождением в результате снижения начального пластового давления в продуктивных пластах и их деформации, что хорошо изучено в мировой практике. Осадка возможна также за счет растепления придонных газовых гидратов. Следствием смещения земной поверхности может быть выход эксплуатационных скважин из строя из-за разгерметизации заколонных пространств, смятия и слома обсадных колонн, деформации трубопроводов, а также уменьшение клиренса платформы до уровня досягаемости волн и выход из строя крепящих якорей.

Значительный интерес представляют данные по оседанию морского дна в районе месторождения Экофиск в Норвежском секторе Северного моря [9]. Установлено, что под центральной платформой, введенной в эксплуатацию в 1970 г., опускание морских сооружений за счет сжатия высокопористых меловых отложений толщиной 300 м, составило 2,6 м. Близкорасположенные платформы опустились приблизительно на 1 м. Проседание имело место на площади 5×8 км овальной формы в центральной части месторождения под основным комплексом промысловых сооружений. С марта 1985 г. велись ежемесячные наблюдения за динамикой высотных отметок стационарных объектов с помощью спутниковой радионавигационной системы.

Для предотвращения дальнейшего оседания морского дна в течение двух лет осуществлялась обратная закачка сухого газа в пласт в объеме 8,5 - 9,9 млн.м3/сут. Для защиты промысловых сооружений летом 1987 г. жилая платформа массой 10,5 тыс.т и остальные пять платформ были подняты на 6,5 м. При подъеме центральной платформы были использованы 16 домкратов массой 21 т каждый. В процессе подготовки и проведения этой уникальной технической операции участвовали 72 организации из 10 стран. Общая стоимость работ составила более 350 млн.долл.

Оценка величин осадки поверхности дна моря особенно актуальна, поскольку для морских месторождений предъявляются более жесткие требования по охране недр, надежности работы скважин, а также морских платформ и подводных модулей.

Расчеты по оседанию дна моря проведены также для ряда морских месторождений: Мурманского, Лудловского, Ледового [16-18].

Таким образом, из вышеизложенного можно сделать следующие выводы:

  1. Термобарические условия под дном Баренцева моря в районе Штокмановского ГКМ способствует насыщению горных пород углеводородами в газогидратном состоянии до глубин 200-250 м. При этом газовые гидраты могут в ряде случаев выполнять цементирующую роль в сыпучих породах.
  2. Особенности субмаринной криолитозоны необходимо учитывать при проектировании и строительстве платформ в зоне возможного гидратонасыщения, подводных добывающих модулей, трубопроводов и скважин из-за опасности растепления и деформационных процессов. Необходимо учитывать также возможность грифонообразования, с дополнительными рисками пожароопасности и осложнения судоходства.
  3. Целесообразно осуществлять активную теплоизоляцию скважин в газогидратных интервалах для предотвращения их теплового взаимодействия, возникновения ореола протаивания и сопутствующих рисков техногенных осложнений.
  4. До строительства объектов морской добычи необходимо с помощью специальных средств морской инженерной геологии изучить распространение и особенности субмаринной криолитозоны и возможных гидратонасыщенных пород с целью выработки технических решений по нейтрализации рисков техногенных осложнений.
  5. Проведенные расчеты показывают большую вероятность осадки поверхности дна моря при разработке Штокмановского ГКМ. Причем величины просадки существенно зависят от степени снижения пластового давления в продуктивных пластах.
  6. Величина максимальной просадки значительно зависит также от вовлечения ф деформационные процессы глинистых пород, окружающих продуктивные пласты.
  7. Следствием смещения земной поверхности может быть выход эксплуатационных скважин из строя из-за разгерметизации заколонных пространств, смятия и слома обсадных колонн, деформации трубопроводов, а также уменьшение клиренса платформы до уровня досягаемости волн и выход из строя крепящих якорей.
  8. Результаты расчетов показали, наличие значительных рисков при строительстве и эксплуатации подводных газопроводов. Однако, при соблюдении проектных технических и технологических характеристик эксплуатации морских магистральных газопроводов, в частности Штокмановского ГКМ, риск их повреждений при транспортировке продукции в проектном однофазном режиме вполне сопоставим с социально приемлемыми значениями.
  9. Необходимо глубокое изучение и прогнозирование возможных техногенных осложнений с точки зрения безопасности объектов морской добычи на шельфе Арктики.

Список литературы

1. Криогеотермия и гидраты природного газа в недрах Северного Ледовитого океана / В.А. Соловьев, Г.Д. Гинсбург, Е.В. Телепнев, Ю.Н. Михалюк. - Ленинград, 1987.

2. Цыбуля Л.А., Левашкевич В.Г. Тепловое поле Баренцевоморского региона. - Апатиты: Кольский филиал АН СССР, 1992.

3. Гриценко И.И., Бондарев В.Н. Многолетняя мерзлота, газогидраты и газовые карманы в кайнозойских отложениях шельфа Баренцева, Печорского и Карского морей: Доклад на 14-м Мировом нефтяном конгрессе. - г. Ставангер (Норвегия), 1994.

4. Гинсбург Г.Д., Соловьев В.А. Субмаринные газовые гидраты. ВНИИОкеангеология.- Санкт-Петербург, 1994.

5. Ершов Э.Д., Лебеденко Ю.П. Проблемы гидратообразования в криолитозоне. Геокриологические исследования. - М.: МГУ, 1989.

6. Koulpine L.G., Dubrowski D.A., Obmorosheva L.B., Tupysev M.K. Submarine Cryolitozone of Russian Arctic Off-Shore: Problems of Hydrocarbon Recovery. (Проблемы освоения нефтегазовых месторождений российской Арктики в условиях субмаринной криолитозоны). 14-th International Conference on Offshore Mechanics and Arctic Engineering. OMAE-95, Copenhagen, Denmark, 1995. - Vol. IV, Arctic/Polar Technology. - P. 171-175.

7. Koulpine L.G., Dubrowski D.A., Obmoroshewa L.B., Tupysev M.K. Gas Hydrate Bearing Capacity of Submarine Cryolitozone: Complication Prognoses in Exploitation of Arctic Off-Shore Fields. (Гидратонасыщенность субмаринной криолитозоны и прогноз осложнений при освоении Арктических месторождений). 2-nd International Conference on Natural Gas Hydrates, Toulouse (France), 1996. - P. 453-458.

8. Кульпин Л.Г. Особенности освоения арктических морских месторождений в условиях гидратонасыщенной субмариной криолитозоны // Нефтяное хозяйство. - М., 2004. - № 9 - С. 76-79.

9. Шпеталенко Л.П. Оседание поверхности над разрабатываемыми прибрежными и морскими нефтегазовыми месторождениями // Э.И. Cер.: Бурение, разработка и эксплуатация газовых и морских нефтяных месторождений в зарубежных странах. - М.: ВНИИЭГАЗпром, 1988. - Вып. 9).

10. Техногенные осложнения при освоении месторождений на шельфе Арктики / Е.Ф. Афанасьев, Д.А. Дубровский, М.К. Тупысев, Л.Г. Кульпин, Л.Б. Обморошева // Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России: Доклады Научно-технической конференции. - М.: Изд-во ГАНГ им. Губкина, 1994.

11. Афанасьев Е.Ф., Николаевский В.Н. Нелокально-упругий режим фильтрации и восстановления давления в глубинных пластах // ПМТФ. - 1969. - № 6. - C. 113-116.

12. Афанасьев Е.Ф. К обоснованию теории нелокально-упругого режима фильтрации при помощи уравнений теории упругости // ПМТФ. - 1971. - № 4. - С. 82-86.

13. Петренко В.И., Ильченко Л.А., Канашук В.Ф. О механизме просадки земной поверхности при добыче жидких и газообразных полезных ископаемых // Советская геология. - 1983. - № 7. - С. 109-117.

14. Якушев В.С. Газовые гидраты в криолитозоне //Геология и геофизика. № 11, 1989.

15. Истомин В.А., В.С.Якушев. Газовые гидраты в природных условиях. М.:Недра.- 1992, - 236 с.

16. Л.Г.Кульпин, С.М.Пронюшкина. Оценка просадки дна при разработке 2013, - №8. - C.66-69.

17. А.В. Борисов, Л.Г.Кульпин, С.М.Пронюшкина. Оценка проседания кровли Ледового ГКМ//Offshore, Russia. - 2014, - август.- С.80-83.

18. Чиликова М.С. Возможные техногенные осложнения при разработке Лудловского газового месторождения в Баренцевом море // Oil&Gas Journal, - 2012, - № 8. - С.18-21.

Комментарии

Пока нет комментариев.

Написать комментарий


Neftegaz.RU context