Основная часть начальных суммарных ресурсов газа на шельфе Арктики находится в акваториях Карского и Баренцева морей. По состоянию на 01.01.2020 по данным ПАО «Газпром» запасы свободного газа РФ составляют около 50 трлн м3, при этом на шельф приходится более 10 трлн м3. В Баренцевом море на Штокмановское газоконденсатное месторождение числится на балансе 3,9 трлн м3, в Карском море ресурсообразующим является также уникальное по запасам газа Ленинградское газоконденсатное месторождение (свыше 2 трлн м3). В Южно-Карской нефтегазоносной области открыты также крупные газоконденсатные месторождения: Русановское, имени В. Динкова и др.
Морская добыча газа в арктических условиях сопряжена с технологическими сложностями, поэтому на реализацию проектов по добыче газа понадобится значительный срок – не менее 15-20 лет. С учетом этих обстоятельств газовые месторождения транзитного мелководья Карского моря – Западно-Ямальский шельф и Обская и Тазовская губы – представляют собой первоочередные объекты освоения углеводородного потенциала шельфа. [9]
Ресурсы газа по разным оценкам составляют от 12 до 16 трлн м3. В виду истощения крупнейших сухопутных газовых месторождений и роста доли газа в глобальном энергопотреблении следует вести опережающую подготовку к обустройству месторождений в прибрежной зоне Карского моря (рис. 1).
Наибольший интерес представляют уникальные газоконденсатные месторождения такие как: Крузенштернское, Харасавэйское, Чугорьяхинское, Антипаютинское, Семаковское, Тота-Яхинское, Северо-Обское, где уже проведено бурение поисковых скважин и установлена промышленная газоносность альб-сеноманских и аптских отложений. Характерная особенность большинства этих месторождений заключается в расположении площади продуктивных пластов и крупных запасов газа не только на суше, но и в мелководной акватории Карского моря.
Освоение месторождений Арктики осложняется природно-климатическими, инженерно-геологическими и геокриологическими условиями разработки. К числу наиболее вероятных опасных геологических процессов и явлений могут быть отнесены: ледовое пропахивание; размыв дна и аккумуляция осадков; многолетнемерзлые породы (ММП); приповерхностный газ и интервалы с аномально высоким пластовым давлением. [1, 2, 13]
В связи с этим разработка технических решений по обустройству месторождений углеводородов в прибрежной зоне Карского моря в вышеуказанных условиях своевременна и актуальна.
Природные и геологические риски транзитной зоны шельфа Карского моря
Освоение месторождений здесь сопряжено со значительными трудностями в связи со специфическими условиями региона:
-
предельным мелководьем;
-
ледовым режимом акватории (толщина льда достигает до 2,5 м);
-
сложными инженерно-геологические условиями (донные отложения преимущественно сложены илами и сильно сжимаемыми глинистыми грунтами текучей и текучепластичной консистенции с длительной консолидацией во времени и низкой несущей способностью);
-
удаленностью от промышленно развитых регионов;
-
отсутствием развитой сети транспортных коммуникаций;
-
дефицитом местных грунтовых строительных материалов;
-
экологической чувствительностью региона к техногенным воздействиям;
-
неустойчивыми илистыми грунтами (13 – 15 метров);
-
мощными пресными льдами толщиной до 2,5 метров;
-
постоянными подвижками ледовых полей, сезонным движением льдов;
-
коротким периодом навигации (в среднем 3,5 месяца);
-
небольшими глубинами акватории;
-
суровым арктическим климатом (с температурой наиболее холодной пятидневки до - 47 ºС).
К числу наиболее вероятных опасных геологических процессов и явлений могут быть отнесены: ледовое выпахивание; размыв дна и аккумуляция осадков; многолетнемерзлые породы; приповерхностные интервалы с аномально высоким пластовым давлением.
В верхней части разреза мелководного шельфа по данным электроразведки и сейсморазведочных работ выявлено наличие криогенных зон и газовых карманов. На месторождении Семаковское в Тазовской губе электроразведка позволила закартировать площадь распространения и толщину многолетнемерзлых пород. На южном участке его толщина на ближайших к берегу пикетах составляет 40 м и затем слой выклинивается в сторону акватории до 10 м (рис. 2). На юго-востоке в прибрежной части его толщина достигает 73 м и также уменьшается в сторону моря до 10 м. Максимальное расстояние многолетнемерзлых пород от берега - 3 км.
В Обской губе вблизи мыса Каменный по данным АО «АМИГЭ» в прибрежном мелководье ММП встречаются на удалении до 100 м от берега. Кровля ММП была зафиксирована на удалении 50 м от берега на глубине 3 м, на удалении 100 м – на глубине 10-12 м.
Характерная картина распространения ММП прослеживается и на шельфе Западного Ямала. По результатам интерпретации геофизических данных для нижней части геоэлектрического разреза построена карта развития многолетнемерзлых пород на Крузенштернском месторождении Карского моря компанией ООО «МГУ-геофизика». Поскольку контраст удельных электрических сопротивлений при переходе пород из талого в мерзлое состояние очень велик, то картирование удельно-электрического сопротивления позволяет оконтурить развитие ММП и таликов на участке работ (рис. 3).
Нижняя граница ММП была закартирована на глубинах 100-180 м. Толща многолетнемерзлых пород имеет неоднородное строение. Верхняя часть криолитозоны, мощностью около 180 м, находится в мерзлом состоянии, ниже границы ММП имеют место аномалии низкого сопротивления. Их природа, по всей видимости, связана охлажденными сильноминерализованными водами (криопэги).
Инженерно-геологическое бурение показало (по данным АО «АМИГЭ»), что в интервале от поверхности дна до глубины 40 м многолетнемерзлые льдистые породы отсутствуют. Однако признаки деградации мерзлоты в виде посткриогенных структур наблюдаются в кернах инженерно-геологических скважин, пробуренных в площади Крузенштернского участка. В пределах западноуральской криолитозоны распространение многолетнемерзлых пород носит островной характер.
В свою очередь присутствие ММП может создавать условия для концентрации газа с образованием интервалов аномально высокого пластового давления (АВПД). Наиболее опасными, с этой точки зрения, являются интервалы, приуроченные к подошве ММП. Приповерхностные интервалы с наличием АВПД нередко вскрывались при инженерно-геологическом бурении на полуострове Ямал, что сопровождалось выбросами газо-водяной смеси и открытым фонтанированием скважин в районах ряда месторождений. [6]
Результаты исследования показали, что мерзлые породы акваториальной части находятся в стадии деградации. Процесс перехода мерзлой породы в талое сопровождается посткриогенными явлениями, главным из которых является газовыделение. Это влечет за собой изменение как физических, так и механических характеристик пород, поскольку они даже с малым содержанием газа приобретают совершенно иные специфические свойства. [3, 4, 14]
Наличие в верхней части разреза свободного газа в районе исследований выявлено на геоакустических разрезах и по материалам ГИС газовых месторождений: Семаковское и Обское, а также газоконденсатных: Северо-Каменномысское и Чугорьяхинское.
На Обском месторождении с газовой залежью в пласте ПК1 сеноманских отложений в скважине №1 методом бокового каротажа выявлены аномалии УЭС на глубине 408 м и 448 м. Мощность аномальных пластов 2 м и 1,5 м, величина сопротивления составила 21 Ом×м и 14 Ом×м соответственно, что близко к сопротивлению продуктивного пласта 20 Ом×м на глубине 1074 м (рис. 4). [7]
Исходя из этого при подготовке к бурению скважин необходимо уделять повышенное внимание к выбору точки заложения с учетом данных инженерно-геологических изысканий вероятного наличия приповерхностного газа во избежание аварийных ситуаций и рисков при бурении. [8]
Опыт освоения ресурсов углеводородов в транзитной зоне
Освоение месторождений, открытых в транзитных зонах арктических акваторий может осуществляться различными способами: с использованием ледостойких платформ; искусственных островов; с помощью направленного бурения скважин с берега. [11]
Присутствие потенциально неустойчивой пластичной глины оказывает значительное влияние на конструкцию оснований и сооружений. Применение гравитационных платформ на мелководных акваториях затруднительно из-за большой осадки опорного основания платформы при его доставке на точку установки.
Строительство искусственного островного сооружения (ИОС) для освоения газовых месторождений в существующих природно-климатических, инженерно-геологических, гидрологических условиях также без специальных мер по укреплению грунтов основания недопустимо. Использование различных типов (насыпных, гравийных, песчаных и др.) островов представляется трудноосуществимым как по экологическим, так и техническим причинам, связанным с долгосрочной консолидационной осадкой, темпом строительства острова и, в конечном итоге, с технической надежностью сооружения.
Строительство искусственного грунтового острова для круглогодичного освоения в экологически чувствительном регионе следует рассматривать только на глубинах, для которых невозможно подобрать подходящее техническое средство (глубина менее 3,5 м).
Искусственные ледовые острова применимы для мелководья. Одним из позитивных факторов, прежде всего, является существенная продолжительность зимнего периода.
Кроме этого, район отличается малой подвижностью ледового припая, который в течение зимы в значительной своей части, особенно непосредственно вдоль берега и мелководий, «садится на грунт» и приобретает дополнительную устойчивость и прочность. За счет малой глубины воды на самой площадке существенно упрощается создание искусственного ледового острова.
Для обеспечения необходимой устойчивости ледового остова можно создать длинные и пологие откосы, уменьшающие величины ледовых нагрузок, а песчаное теплоизоляционное покрытие увеличит срок жизни острова. При этом ледовая масса должна создавать такое давление на дно, чтобы оно было достаточным для сохранения устойчивости. Для круглогодичного освоения месторождений дополнительно можно предусмотреть применение свай. [10]
Следующим способом освоения прибрежных месторождений является бурение наклонно-направленных скважин с берега. Основные преимущества освоения морского месторождения с берега: минимизируется стоимость бурения скважины, уменьшается угроза загрязнения морской среды, не требуются подводные трубопроводы. Недостаток состоит в том, что продуктивные пласты при их залегании на больших расстояниях от береговой линии недосягаемы, т.е. такой способ освоения дает возможность разработки лишь небольшой части прибрежной полосы залежи. [5]
Даже используя уникальную по своим характеристикам мощную буровую установку, которая сможет построить скважины с коэффициентом сложности 8, бурение скважин с берега со значительным отходом более 5 км от вертикали на глубине залегания сеноманской залежи экономически нецелесообразно и технически трудно реализуемо (термоабразионное разрушение берега моря (рис. 5), сползание конструкций в море и т.п.).
Значительная часть берега залива Шарапов Шар, Обской и Тазовской губы сложена льдистыми породами и подвержена интенсивному термоабразионному разрушению за счет теплового и волнового воздействия.
В то же время реализация проектов по освоению морских нефтегазовых месторождений на мелководье в Карском море уже началась на Юрхаровском и Каменномысском-море месторождениях.
Юрхаровское нефтегазоконденсатное месторождение можно считать первым разрабатываемым российским арктическим месторождением в переходной зоне «суша–море». Западная часть месторождения находится на Тазовском полуострове, а центральная и восточная части в Тазовской губе Карского моря, средняя глубина которой составляет 4 метра. Месторождение открыто в 1970 г., введено в промышленную разработку в январе 2003 г. По величине извлекаемых запасов газа месторождение относится к уникальным. [12]
Газовое месторождение Каменномысское-море расположено в южной части Обской губы, между мысом Парусный и мысом Каменный и вытянуто на расстояние 56 км. По величине запасов газа относится к уникальным. Глубина моря в районе месторождения составляет 5–12 м. Ключевым объектом обустройства станет морская ледостойкая платформа, строительство которой началось в июне 2020 года.
Технические решения освоения ресурсов углеводородов в прибрежной зоне Карского моря
Исходя из природно-климатических и инженерно-геологических условий, по основным критериям наиболее подходящим вариантом освоения прибрежных месторождений изучаемого района является искусственный ледовый остров. Тем не менее, ледовый остров имеет ряд своих недостатков: низкая прочность, пластичность, деформируемость, высокая теплопроводность. В связи с этим предлагается усовершенствовать конструкцию ледового острова, нивелируя указанные недостатки.
В целях повышения надежности была разработана конструкция грунтово-ледового острова, которая согласно теплотехническим расчетам может быть использована для круглогодичного освоения месторождений углеводородов Западного Ямала, Обской и Тазовской губ.
Прогнозные теплотехнические расчеты были выполнены по программе «Frost 3D Universal». Программа сертифицирована в Российской Федерации и соответствует требованиям нормативных документов.
Размер насыпного острова принят 80х80 м. Высота насыпи составляет 6,0 метра при глубине воды 2,5 метра (рис. 6).
Для сохранения пород в консолидированном состоянии на срок эксплуатации месторождения предлагается применение сезонно действующих охлаждающих устройств. В модели они представляют собой стержневые элементы (испарители). Граничные условия для термостабилизаторов заданы с учетом геометрии подземной части (испарителя) и верхней оребренной части (конденсатора), а также температуры атмосферного воздуха и коэффициента теплообмена, определяемого в соответствии со скоростью ветра.
При использовании сезонно охлаждающих устройств возможно создание морозной завесы по периметру искусственного острова. Марка и количество термостабилизаторов подбираются в зависимости от метеорологических условий и инженерно-геологических условий. В зависимости от особенностей технологического процесса устройства и эксплуатации добывающих скважин возможна более плотная установка термостабилизаторов в области устья скважин. Применение наклонных термостабилизатров позволяет создавать более обширные льдогрунтовые массивы, а в комбинации с горизонтальными системами охлаждения освободить и оптимизировать наземное пространство, занятое конденсаторами в случае использовании только вертикальных охлаждающих устройств. Морозная завеса позволяет обеспечить надежность эксплуатации искусственного острова, ограничивает эрозию берега, препятствует фильтрации воды, позволяя выполнять водопонижение в области внутри острова.
По результатам расчета возможно создание льдогрунтового массива в области с изначально талыми грунтами. В зависимости от положения искусственного острова относительно береговой линии и глубины кровли многолетнемерзлых грунтов возможно использование охлаждающих устройств увеличенной длины для создания льдогрунтового массива единого с материковым. Благодаря открытому пространству акватории и ветровому режиму фактическая эффективность термостабилизаторов также будет выше, чем расчетная, полученная по данным метеостанции. Также возможно применение круглогодичных охлаждающих устройств. В этом случае скорость формирования льдогрунтового массива будет значительно выше.
Авторами рассмотрено взаимодействие газодобывающих скважин с грунтово-ледовым островом в период эксплуатации. При теплотехническом расчете была применена теплоизоляция добывающих скважин толщиной 100 мм. Коэффициент теплопроводности теплоизоляционного материала 0,03 Вт/м2×°С. Рассчитанный коэффициент теплопередачи для теплоизоляции составил 0,235 Вт/м2×°С.
Количество термостабилизаторов по периметру острова устанавливается согласно схеме (рис. 8).
Перед началом строительства и эксплуатации добывающих скважин в течение двух сезонов происходит охлаждение грунтов оснований с помощью термостабилизации.
Предложенный комплекс технических решений (теплоизоляция и расстановка термостабилизаторов) позволит обеспечить эксплуатационную надежность газодобывающих скважин, пробуренных в грунтово-ледовом острове.
Заключение
Анализ природно-климатических, инженерно-геологических и геокриологических условий прибрежной мелководной зоны шельфа Западного Ямала и акватории Обской и Тазовской губ показал, что среди наиболее вероятных геологических опасностей ведущее место занимают широко распространенные многолетнемерзлые породы. Выявление и учет геологических рисков различного генезиса служит основой безопасного бурения и эксплуатации газовых скважин, что позволяет предусмотреть технические решения, обеспечивающие снижение риска ведения работ на стадии проектирования обустройства морских месторождений.
Рассмотрены концептуальные варианты освоения месторождений углеводородов арктического мелководного шельфа Карского моря. Исходя из мирового опыта и вышеуказанных условий, наиболее предпочтительным вариантом освоения прибрежных месторождений изучаемого района является искусственный грунтово-ледовый остров.
По результатам прогнозных теплотехнических расчетов показано, что для круглогодичного термостатирования острова необходимо применение сезонно-действующих охлаждающих устройств (термостабилизаторов). Для обеспечения надежности газодобывающих скважин в грунтово-ледовом острове предложено совместное использование термостабилизаторов и дополнительной теплоизоляции.
