CC BY
20
УДК 622.324.5
В.И. Богоявленский, М.К. Тупысев, АЛ Титовский, В.А. Пушкарев
Рациональное природопользование в районах распространения газовых залежей в верхней части разреза
Ключевые слова: В Арктической зоне Российской Федерации (АЗРФ) и других субарктических реги-рациональное онах большую проблему представляет энергообеспечение небольших населенных
природополь- пунктов, предприятий разного назначения, военных баз с ограниченными воинскими
зование, контингентами и буровых платформ, ведущих поисково-разведочные работы на суше
нефтегазовые и в акваториях. При этом основным источником электроэнергии являются дизельные
месторождения, электрогенераторы. Согласно данным экспертов Военной академии материально-
газовый карман, технического обеспечения им. генерала армии А.В. Хрулёва [1], «северный завоз»
пилотная скважина. нефтепродуктов и угля поднимает их стоимость в 5-6 раз. В частности, дизельное топливо дорожает до 12-15 тыс. руб. за тонну, а вырабатываемая с его использова-Keywords: нием электроэнергия - до б руб./кВт-ч. Использование сжиженного природного газа
rational (СПГ) вместо нефтепродуктов и угля снижает общие затраты на энергообеспечение в
environmental 1,5-2,2 раза, и, что особенно важно, при этом выбросы в атмосферу вредных веществ
management, (оксидов углерода, азота, серы и др.) снижаются в 2-10 раз, а выбросы сажи - до нуля.
oil-and-gas deposits, Однако выработка и доставка СПГ также стоит недешево. При этом возможные экс-gas pocket, тремальные природно-климатические ситуации порождают риск вынужденной реа-
pilot production well. лизации «северного завоза».
Для решения задачи повышения надежности и экономической эффективности энергообеспечения вышеперечисленных объектов в Арктике можно использовать местные источники природной энергии, к которым в первую очередь относятся небольшие залежи свободного газа и газовых гидратов в верхней части разреза (ВЧР - глубины до 600-800 м), не представляющие интереса для промышленной газодобычи. Небольшие залежи свободного газа (сингенетичные или эпигене-тичные) в ВЧР, получившие название «газовых карманов» (англ. gas pockets), широко распространены во многих регионах мира на суше и в акваториях [2-4]. Газовые карманы в ряде случаев могут быть выявлены при переобработке архивных материалов стандартных сейсмических исследований методом общей глубинной точки (МОГТ). Об этом свидетельствуют результаты интерпретации материалов сейсмопрофилей МОГТ объемом свыше 4 тыс. пог. км в Охотском море, выявившей более 200 зон распространения газовых карманов (в 92,5 % случаев существуют два и более газовых кармана, разнесенных по вертикали) (рисунок) [5]. При статистическом анализе этих объектов было установлено: среднее расстояние между газовыми карманами - около 20 км, средняя глубина залегания верхнего кармана - 345 м, средний размер по горизонтали - 1370 м [5].
Оценим потенциальные запасы газа в газовых карманах с указанными средними размерами: если принять толщину коллектора в 5 м, а его пористость как 0,3 (30 %), то объем порового пространства залежи составит около 2,2 млн м3. Запасы природного газа в данной залежи (при нормальных условиях) будут увеличиваться кратно пластовому давлению: например, при пластовом давлении 4,5 МПа (давление, близкое к гидростатическому) запасы газа могут составить около 100 млн м3. Таким образом, залежи газа в ВЧР из-за гидродинамической связи с глубинными интервалами могут содержать существенные запасы природного газа с аномально высокими пластовыми давлениями (АВПД). Совокупные запасы этих залежей для отдельных
районов могут измеряться многими миллиардами, а в масштабах шельфовых акваторий и суши АЗРФ, видимо, триллионами кубических метров.
Особенно широкое распространение газовые карманы имеют в арктических и субарктических регионах, где существуют многолетне-мерзлые породы (ММП), являющиеся хорошим флюидоупором на пути субвертикальной миграции газа. Кроме того, на суше и акваториях Арктики в низкотемпературных интервалах ВЧР (в том числе в коллекторах внутри и под ММП) существуют залежи газовых гидратов, которые являются хранилищем газа и одновременно хорошим экраном для нижележащих залежей свободного газа. При их вскрытии бурением изменяются термобарические условия существования газогидратов (главным образом повышается температура), нередко приводящие к неожиданным газопроявлениям и выбросам метанового газа. В частности, при бурении ряда инженерно-геологических и разведочных скважин в районе Бованенковского нефтегазоконденсатного месторождения зарегистрированы многочисленные выбросы газа
из ВЧР дебитом до 10-14 тыс. м3/сут, особенно часто - из ММП на глубине 60-70 м в четвертичных отложениях ямальской серии (суглинки, супеси, прослои песков) [6]. Из-за глобального потепления климата в Арктической зоне усилилась деградация ММП и активизировались процессы дегазации недр, в ряде случаев имеющие характер катастрофических выбросов с образованием гигантских кратеров, обнаруженных в 2014-2015 гг. на п-овах Ямал и Гыданский [2-4]. Увеличение эмиссии метана усиливает парниковый эффект и оказывает дополнительное воздействие на потепление климата, что вызывает «цепную реакцию». Поэтому добыча газа из ВЧР и его использование для решения местных нужд выполняют не только важную народохозяйствен-ную задачу, но и оберегают локальную и глобальную экосистемы.
Согласно действующим правилам разработки нефтяных и газовых месторождений [7], в процессе их разведки проводят сейсмические исследования разреза горных пород, по результатам которых определяют места заложения разведочных и эксплуатационных
скважин и интервалы наиболее вероятного залегания продуктивных залежей для их вскрытия. В том случае, когда детали строения продуктивных залежей малоизвестны, предусматривают бурение так называемых пилотных стволов [8]. Пилотные (предварительно проходимые) стволы в последние годы стали особенно актуальны при освоении морских нефтегазовых месторождений и необходимости бурения дорогостоящих разведочно-эксплуатационных скважин с горизонтальным окончанием там, где нужны более точные данные о глубинах залегания и конфигурации продуктивных залежей. В ВЧР при наличии пластов-коллекторов и покрышек в результате перетоков высоконапорного природного газа из глубинных интервалов (например, по разломам горных пород) могут скапливаться небольшие залежи газа с АВПД [2, 4, 5, 9]. Например, по данным сейсмических исследований площади Штокмановского газоконден-сатного месторождения обнаружены потенциальные залежи газа (газовые карманы) на глубине 300-400 м от дна моря [10]. Вскрытие таких газовых карманов в процессе поисково-разведочного и эксплуатационного бурения неоднократно приводило к аварийным и даже катастрофическим ситуациям с потерей буровых установок («Mr. Louie», «Petromar-5», «West Vanguard», «60 лет Азербайджана» и др.) [2-4].
Для исключения негативных ситуаций при бурении ВЧР освоение нефтегазоперспектив-ной площади предлагается осуществлять способом подготовки месторождения углеводородов к освоению, изложенным в патенте [11]. При этом в процессе обработки данных сейсморазведки МОГТ (2D и 3D) обращают особое внимание на возможные залежи высоконапорного природного газа (газовые карманы) в ВЧР. Перед заложением первоочередных разведочных скважин, особенно на малоизученных площадях и при высокой стоимости разведочного бурения, для уточнения строения исследуемого разреза проектируют и бурят пилотный ствол. Это, как правило, скважина небольшого диаметра, которую бурят с отбором кер-нового материала и проведением комплексных исследований околоскважинного пространства. Если по каким-либо причинам пилотным стволом, проектируемым для доразведки площади, не удается вскрыть газовый карман,
то для этого проектируется специальная скважина, которая может быть пробурена также с минимальным диаметром. При бурении такой скважины принимаются все необходимые меры для предотвращения возможных осложнений при вскрытии газонасыщенных зон с АВПД. После вскрытия газовой залежи скважина оборудуется таким образом, чтобы стать фактически эксплуатационной для отбора природного газа. Добываемый газ предпочтительнее использовать для выработки электроэнергии на месте добычи [12, 13], транспортировки трубопроводами малого диаметра и давления на небольшие расстояния или после сепараци-онной очистки для заправки баллонов с последующим использованием для собственных нужд добывающего предприятия или в социальной сфере.
Добыча газа из газового кармана осуществляется до значения пластового давления около гидростатического. Это делается для того, чтобы при последующем вскрытии интервалов газовых карманов в процессе разведочного и эксплуатационного бурения не было осложнений (выброса или поглощения бурового раствора). После такой разработки газовых залежей в газовых карманах разведуемую площадь можно считать подготовленной для безопасного разбуривания поисково-разведочными и эксплуатационными скважинами. Сама пилотная скважина, выполнившая задачи добычи газа из газового кармана, в дальнейшем может быть использована для бурения (углубления) пилотного ствола или в качестве наблюдательной для контроля за возможными перетоками газа из нижних горизонтов в процессе освоения месторождения. Очевидно, что если запроектированные пилотные или разведочные скважины располагаются вне выявленного газового кармана, то их проводка может быть реализована без привязки по срокам бурения скважины для вскрытия и извлечения газа из газового кармана.
Оценим эффективность предлагаемой технологии вскрытия и добычи газа из газового кармана на гипотетическом примере. Допустим, что в процессе сейсмических исследований нефтегазоперспективной площади в ВЧР на глубине 450 м выявлена структура с возможным скоплением природного газа. После вскрытия выявленной структуры была обнаружена залежь метанового газа (газовый карман)
с пластовым давлением 8 МПа, что превышает гидростатическое давление (4,5 МПа) на 3,5 МПа. Предположим, что запасы газа в выявленном газовом кармане составляют 2,5 млн м3 (в 40 раз меньше, чем рассчитанные возможные запасы газа). При разработке залежи и снижении пластового давления до гидростатического можно отобрать примерно 2,5-106 м3-3,5 МПа / 8 МПа = 1,09 млн м3 природного газа.
Реализацию добываемого газа возможно организовать тремя путями, выбор одного из которых определяется экономическими соображениями:
1) строительство трубопровода малого диаметра и низкого давления (параметры определяются с учетом планируемых объемов потребления) рационально при небольших расстояниях от залежи газа до места его потребления;
2) выработка электроэнергии на турбинных установках. Допустим, что для утилизации добываемого газа использована микротурбинная электроустановка Capstone 200, позволяющая получать 200 кВт электроэнергии при расходе топлива (метанового газа) 65 м3. Принимая указанные характеристики за часовую нагрузку энергоустановки, получаем время утилизации добываемого газа 1,09-106 м3/(65 м3 -24 ч) = = 700 сут, за которые вырабатывается 200 кВт х х 24 ч • 700 сут = 3,36 МВт электроэнергии;
3) заправка газовых баллонов для последующего использования на транспорте или в быту. Рассмотрим этот вариант использования газа на примере метановых баллонов емкостью 50 л (ГОСТ 948-73) с рабочим давлением 19,6 МПа (200 кгс/см2). Весь объем добываемого газа (1,09 млн м3) позволяет заправить 109 тыс. баллонов (1,09-106/10), при этом 0,05-200 = 10 м3 - объем газа в баллоне при нормальном давлении. Использование газа в баллонах на транспорте позволяет заменить около 1 тыс. т жидкого топлива (бензина, дизельного топлива). Баллоны с природным газом применимы в бытовых условиях для обогрева помещений, что особенно важно для арктических и субарктических условий. Для этих целей широко используются газовые горелки различных конструкций, в том числе с инфракрасным излучением, которые характеризуются высоким коэффициентом полезного действия и повышенной пожаробезопасностью благодаря отсутствию открытого пламени.
В последние годы организовано производство металлокомпозитных баллонов, имеющих по сравнению с традиционными металлическими значительно меньший вес. В частности, компанией «Реал шторм» (Ижевск) серийно (ТУ 4591-010-13055988-2006) изготавливаются следующие типы баллонов:
• для автотранспорта вместимостью от 47 до 185 л, рассчитанные на рабочее давление 20 МПа, в том числе баллоны для автотранспорта «Реал-Арктик» в условиях экстремальных температур от -60 до +65 °С;
• стационарных и передвижных модулей вместимостью от 80 до 185 л, рассчитанные на рабочее давление 24,5 МПа.
Закачка метанового газа в баллоны порождает потребность в его дополнительном ком-примировании до рабочего давления 19,6 МПа. Известные центробежные компрессоры не пригодны для этого из-за малой развиваемой степени сжатия, а высоконапорные плунжерные (поршневые) компрессоры отличаются большим весом, меньшей производительностью и высокой стоимостью. Многие недостатки указанных компрессоров снимаются при использовании насосно-компрессорных установок [14, 15]. В таких установках за счет применения жидкостного поршня и поршневых (плунжерных) насосов в качестве сжимающего устройства могут быть достигнуты необходимые конечные давления газа.
Как показали оценочные расчеты, предварительная разработка газовых карманов на осваиваемой площади месторождения позволяет не только подготавливать данную площадь к безопасному поисково-разведочному и эксплуатационному бурению, но и получать значительные объемы собственной электроэнергии и природного газа, необходимые самой разведочной компании на ранней стадии поисково-разведочных работ. Учитывая возможные значительные запасы газа в газовых карманах, такие карманы становятся самостоятельными объектами поиска и разработки в целях решения важных задач местного энергоснабжения. В частности, в Арктике сменными баллонами с газом могут быть обеспечены не только небольшие поселения коренного населения, но и кочующие семьи оленеводов, что облегчит их непростой быт и улучшит экологическую обстановку в регионе.
Список литературы
1. Кириллов Н.Г. Развитие инфраструктуры производства СПГ шельфовых месторождений - задача экономической и национальной безопасности
России / Н.Г. Кириллов, А.Н. Лазарев,
С.В. Ивановский // Газовая промышленность. -
2014. - № 12. - С. 42-46.
2. Богоявленский В.И. Арктика и Мировой океан: современное состояние, перспективы
и проблемы освоения ресурсов углеводородов: монография / В.И. Богоявленский // Труды Вольного экономического общества России. - М.: Изд. ВЭО России, 2014. -T. 182. - № 3. - С. 12-175.
3. Богоявленский В.И. Выбросы газа из криолитозоны Ямало-Ненецкого автономного округа / В.И. Богоявленский,
A. В. Мажаров, А. Л. Титовский и др. // Арктические ведомости. - 2014. - № 4 (12). -С. 60-67.
4. Лаверов Н.П. Фундаментальные аспекты рационального освоения ресурсов нефти
и газа Арктики и шельфа России: стратегия, перспективы и проблемы / Н. П. Лаверов,
B.И. Богоявленский, И.В. Богоявленский // Арктика: экология, экономика. - 2016. -№ 2 (22). - С. 4-13.
5. Богоявленский В. И. Опасные газонасыщенные объекты на акваториях Арктики и других морей России / В.И. Богоявленский, В.Ю. Керимов,
О.О. Ольховская // Сб. м-лов Всерос. конф. с международным участием «Арктика - нефть и газ 2015». - DVD.
6. Якушев В. С. Природный газ и газовые гидраты в криолитозоне / В. С. Якушев. - М.: ВНИИГАЗ, 2009. - 192 с.
7. ГОСТ Р 53713-2009. Месторождения нефтяные и газонефтяные. Правила разработки.
8. Мильничук И.П. Бурение направленных скважин малого диаметра / И.П. Мильничук. -М.: Недра, 1978. - 231 с.
9. Чурсина Н.В. Особенности инженерно-геологических условий Штокмановского газоконденсатного месторождения /
Н.В. Чурсина, В.Н. Бондарев // Труды III Межд. конф. «Освоение шельфа арктических морей России». - СПб.: НИИ им. А.М. Крылова, 1997. - С. 77-78.
10. Большакова М.А. Газоконденсаты Штокмановского месторождения / М.А. Большакова, Т.А. Кирюхина // Геология нефти и газа. - 2007. - № 3. -С. 39-48.
11. Патент 2579089 РФ, МПК Е21В 43/00. Способ подготовки месторождения углеводородов к освоению /
В.И. Богоявленский, В.М. Максимов, М.К. Тупысев; патентообладатель ИПНГ РАН; № 201451131/03; заявл. 17.12.2014; опубл. 02.03.2016, Бюл. № 9.
12. Пат. 2484245 РФ, МПК E 21 B 47/00. Способ исследования газовой скважины / А.И. Никонов, А.М. Тупысев, М.К. Тупысев; заявитель и патентообладатель ИПНГ РАН; № 2012101345/03; заявл. 17.01.2012; опубл. 10.06.2013, Бюл. № 16.
13. Книжников А.Ю. Проблемы и перспективы использования нефтяного попутного газа
в России / А.Ю. Книжников, Е.А. Кутепова. -М.: WWF России, 2010. - 40 с.
14. Св-во на полезную модель 13398 РФ, МПК Е21В 43/25, Р04В 23/04. Газодожимная установка / В.И. Вяхирев, П.А. Гереш, Н.М. Добрынин и др.; заявитель
и патентообладатель «Бургаз» ОАО «Газпром»; № 99119456/20; заявл. 05.02.1998; опубл. 10,04,2000, Бюл. № 2.
15. Патент на полезную модель 67655 РФ, МПК Е21В 43/25, Р04В 23/04. Газодожимная установка / А.В. Афанасьев, А.В. Кустышев, Д.Д. Пляшев и др.; заявитель и патентообладатель
ООО «НПФ «Нитпо»; № 2007123649/22; заявл. 22.06.2007; опубл. 27.10.2007, Бюл. № 30.
