В настоящее время Россия занимает первое место в мире по добыче природного газа. По состоянию на декабрь 2020 года согласно [16] запасы его в нашей стране составляют 33574 млрд. м3. Крупнейшими месторождениями природного газа являются: Уренгойское, Ямбургское, Бованенковское, Штокмановское, Ленинградское, Русановское, Чаяндинское, Ковыктинское и другие. Почти все упомянутые месторождения расположены в Ямало-Ненецком автономном округе, Якутии, в акватории Карского моря и на других территориях, которые объединяет наличие многолетнемерзлых грунтов [8] (рисунок 1).
Значительная часть залежей метана на названных месторождениях сосредоточена в традиционной (газовой) форме, и технологии бурения и эксплуатации таких газовых скважин широко известны и отработаны.Однако определённые термобарические условия в пласте способствуют образованию так называемых газовых гидратов с особенно высокой вероятностью в зонах залегания многолетнемерзлых пород [19].
Основные сведения о классических и метастабильных газовых гидратах
Наличие газогидратов и их стабильность зависят не только от температуры и давления, но и от таких свойств вмещающей породы, как пористость, влажность, плотность, минералогический и гранулометрический состав, а так же от присутствия различного рода примесей – органических и неорганических. Наиболее вероятно гидратообразование в породах, обладающих высокой проницаемостью, например, в чистых тонкозернистых песках. Важно отметить, что некоторые примеси, такие как глина, способны сдвигать термодинамические равновесные условия образования гидратов, при этом интенсивность сдвига зависит от влажности породы: при высоком ее значении (больше 80% мас.) благоприятные условия гидратообразования заметно «смягчаются», то есть, температура возрастает, а давление понижается в сравнении с равновесными в отсутствие тяжелой влажной глины [13, 15, 22].
Еще одним необходимым условием образования гидратов природного газа можно назвать постоянный приток газа к порам породы извне, причем давление притока должно превышать капиллярное давление, так как поступлению метана в поры препятствуют уже образованные кристаллы газовых гидратов [2].
Стабильность газовых гидратов определяется в первую очередь термобарическими условиями, которые отличаются в зависимости от молекулы «гостя» и структуры каркаса. Гидраты разрушаются при снижении давления или повышении температуры в пласте относительно равновесных значений, при этом процесс диссоциации сопровождается поглощением большого количества энергии.
Также в [10] было показано, что на устойчивость газовых гидратов влияет степень солености пластовых вод. Чем выше степень минерализации, тем значительнее снижается температура образования гидрата природного газа.
Как отмечается рядом авторов [18, 21] в многолетнемерзлых породах существуют образовавшиеся ранее и подвергшиеся самоконсервации при отрицательных температурах метастабильные газовые гидраты, которые принято называть реликтовыми.
Особенно важно подчеркнуть, что температура оказывает превалирующее влияние на скорость разложения газогидратов.
В настоящее время известно, что метастабильные газовые гидраты залегают на значительно меньших глубинах по сравнению с современной зоной стабильности классических гидратов метана (рисунок 2).
До настоящего времени газопроявления, осложняющие освоение многолетнемерзлых пород, не связывали с наличием газовых гидратов именно по той причине, что наиболее интенсивное газовыделение наблюдалось вне зоны предполагаемых интервалов залегания стабильных газовых гидратов. Однако открытие реликтовых образований дало новый толчок к изучению гидратных отложений и проблем, связанных с их освоением.
Осложнения, возникающие при бурении газогидратных отложений
С одной стороны, обнаружение громадных по предполагаемым объемам запасов природного газа даже в форме, отличной от классической, открывает широкие возможности для освоения новых залежей, а значит, существенно повышает конкурентоспособность страны в области экологически чистых энергетических и топливных ресурсов, с другой стороны – при бурении и освоении скважин на классических газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождениях проход через зону газогидратных отложений неизбежно вызывает изменение термодинамического состояния системы «пласт-скважина». При этом даже небольшие изменения термобарических условий в пласте неизбежно вызывают разложение гидратов с выделением свободного метана и воды. Два противоположных явления - диссоциация существующих гидратных образований и образование техногенных гидратов провоцируют опасные осложнения при бурении и представляют серьезную проблему.
Особенно серьезные осложнения, связанные с образованием техногенных гидратов, могут возникать при бурении скважин на морских шельфах, так как существует вероятность смешения газа, поступающего в скважину, с водой, что в условиях низких температур резко повышает вероятность образования гидратной пробки. С этой точки зрения наиболее опасны зоны с прогнозируемым снижением температуры, например, на линии дросселирования и глушения скважины [21]. В Мексиканском заливе в 2010 году произошла авария (взрыв), в ходе которой газ под давлением более 80 атмосфер вырвался на поверхность и достиг платформы, при этом наблюдались белые хлопья, похожие на снег. Очевидно, что «снег» представлял собой гидрат метана, образовавшийся при контакте природного газа с водой в условиях резкого расширения газа, сопровождающегося понижением температуры [6].
Вторая проблема, существенно осложняющая процесс вскрытия газогидратных отложений, связана с тем, что при проходке гидратонасыщенных пластов использование буровых растворов с положительной (по шкале Цельсия) температурой неизбежно приводит к осложнениям, связанным с реакцией многолетнемерзлых пород на изменение температурного режима вокруг скважины [17]. Поэтому выбор температуры, скорости подачи и состава бурового раствора чрезвычайно важно при проходке гидратовмещающих толщ. На кафедре технологии и техники бурения в Санкт-Петербургском горном университете ведутся исследования направленные на совершенствование параметров технологических жидкостей, используемых при бурении [5] и строительстве скважин [4, 9].
Известно множество примеров, когда бурение разведочных, наблюдательных и эксплуатационных скважин сопровождалось газопроявлениями, связанными с интенсивным выделением природного газа вследствие термической диссоциации гидратов, что приводило к резкому повышению давления в околоскважинном пространстве и иногда образованию газового пузыря, объем которого мог в сотни раз превышать объем разложившегося гидрата. Подобные газопроявления приводят к газированию буровых жидкостей, выбросу инструмента и шлама, к фонтанам, грифонам и пожарам. Известны случаи, когда дебиты газовыделений были достаточно велики, и процесс интенсивного выделения (с максимальным дебитом до 14 000 м3/сут) газа длился несколько месяцев (на Бованенковском газоконденсатном месторождении, расположенном на полуострове Ямал). Необходимо понимать, что столь длительные и интенсивные газопроявления могут иметь место лишь при наличии кармана со свободным метаном, не перешедшим в клатратное состояние ввиду недостаточного для равновесия количества свободной воды в породе [6]. Если фонтанирование газа и грифоны продолжаются достаточно долго, это может привести к таянию льдов в многолетнемерзлых породах вокруг ствола скважины, а впоследствии к обрушению буровой колонны [7, 20].
Следует подчеркнуть, что спровоцировать газопроявления могут не только изменения термобарических условий в околоствольном пространстве скважины, но и, например, химические свойства буровых растворов, которые могут интенсифицировать разложение газовых гидратов [18].
Особенно серьезные осложнения возникают в случае газовыделения при бурении скважины и одновременного поступления в ствол кислых газов, которые в совокупности с водной частью промывочной жидкости способствуют образованию техногенных гидратов, способных закупорить ствол скважины. Описанные аварийные ситуации неоднократно возникали на Мессояхском месторождении, где газовыделения являлись следствием термического распада природных гидратонасыщенных отложений, следовательно, остатки неразложившегося гидрата служили зародышами для образования новых, техногенных гидратов, при этом необходимость в переохлаждении относительно равновесной температуры отсутствовала ввиду уже существующих центров клатратообразования. Поглощение энергии, сопровождающее процесс диссоциации природных гидратов, вызывало локальное снижение температуры, что способствовало гидратообразованию. Таким образом, при бурении, освоении и испытании скважины одновременно возникали проблемы образования газовой пачки и закупорки ствола скважины техногенными гидратами, что в совокупности приводило к аварийному разрушению скважины [12, 20].
Как отмечено выше, повышение температуры вызывает распад гидратов с выделением значительного количества метана, что увеличивает давление в системе, при этом одновременное таяние льда создает, напротив, дефицит давления. Образовавшаяся разность давлений способствует разрушению песчаных и рыхлых обломочных отложений, которые сопровождаются интенсивным кавернообразованием и выносом частиц породы потоком промывочной жидкости, что в конечном итоге грозит возможным разрушением скважины и потерей контроля над ней.
Известны случаи, когда после интенсивного выброса газа его приток резко сокращается. Это объясняется значительным снижением температуры в пласте, возникающем вследствие поглощения тепла и вызывающем обледенение оставшихся газовых гидратов.
В связи с вышесказанным, можно сделать вывод, что учет изменения теплового поля в системе «пласт-скважина» в процессе бурения позволит предсказать и в большинстве случаев предотвратить возможные осложнения, связанные с нарушением термодинамического состояния в пласте и диссоциацией газонасыщенных отложений.
Еще одной проблемой бурения скважин в зоне многолетнемерзлых пород является образование льда в процессе тампонирования скважины, что приводит к разрушению цемента и обвалам породы в ствол скважины. Чтобы избежать данного осложнения на практике используют так называемые быстросхватывающиеся смеси, которые перед спуском в скважину упаковывают в специальные пакеты на водорастворимой основе. В момент обвала породы или риска разрушения скважины при прохождении неустойчивых пород пакеты спускаются в скважину в специальном контейнере, в который впоследствии подается вода, после чего пленка пакета растворяется и за счет перемещения контейнера вдоль скважины происходит задавливание тампонажного раствора в поры и трещины, после чего раствор быстро застывает. В связи с этим одним из направлений решения проблем, возникающих при бурении многолетнемерзлых пород, является разработка и совершенствование составов тампонажных растворов, использующихся при цементировании скважины и показывающих удовлетворительные результаты в условиях низких температур.
В ряде источников отмечается так же, что неконтролируемые выбросы метана представляют угрозу для окружающей среды и могут влиять на глобальное потепление вследствие «парникового» эффекта ничуть не меньше, чем углекислый газ, который принято считать главным виновником изменения климата на планете. Согласно теории некоторых ученых, повышение средней температуры климатической системы на Земле и выделение метана из газовых гидратов оказывают взаимное влияние: выделение усиливается в результате потепления и наоборот. При этом глобальное потепление климата требует решения новых проблем, возникающих при освоении и строительстве объектов в Арктике [1, 3].
Методы предотвращения осложнений при бурении скважин
Предотвращение гидратообразования
Наиболее распространенным способом предотвращения гидратообразования является использование ингибиторов.
Различают ингибиторы термодинамического, кинетического и реагентного действия.
В случае использования ингибиторов первого типа снижается активность воды в водном растворе а значит, изменяются равновесные условия гидратообразования. Наиболее часто в качестве ингибитора термодинамического действия использует метанол, который получил широкое распространение благодаря высокой ингибирующей способности, низкой температуре кристаллизации, дешевизне, доступности, очень низкой растворимости в газовом конденсате, малой коррозионной активности.Однако метанол обладает рядом недостатков, в первую очередь токсичностью и способностью образовывать соли при смешении с высокоминерализованной пластовой водой.
Поэтому учеными нашей страны ведутся исследования в области разработки новых ингибиторов гидратообразования, так, сотрудниками опытного завода «Нефтехим» в Уфе были предложены ингибиторы кинетического типа, которые чаще всего представлены водорастворимыми полимерами. В работе [11] изложены результаты испытаний новых ингибиторов на основе поликапролактама, поли-N-винилпирролидона, сополимера поли-N-винилпирролидона и поликапролактама и СОНГИД-1801А. Показано, что названные реагенты позволяют в течение нескольких дней снизить температуру гидратообразования до 19ºС, при этом расходы этих компонентов в десятки раз ниже расхода ингибитора на основе метанола при прочих равных условиях, что позволяет существенно удешевить затраты на обслуживание скважин.
Предотвращение осложнений, связанных с диссоциацией гидратов природного газа
При бурении любых скважин важнейшее значение правильный выбор бурового раствора и его параметров. В зависимости от назначения скважины к буровому раствору предъявляются разные требования, например, при бурении разведочных скважин, которые впоследствии подлежат консервированию, стабильность стенок скважины не столь важна в долгосрочной перспективе, как при бурении наблюдательных или эксплуатационных скважин, поэтому при разработке технологий вскрытия газогидратных залежей необходимо учитывать возможную диссоциацию гидратов, которая может снизить качество цементирования и укрепления скважин. Ряд советских и российских ученых, таких как А.Г. Минко, В.Ф. Буслаев, Б.Б. Кудряшов, Б.А. Красовицкий, А.М. Яковлев, Р.И. Медведский, Ю.М. Проселков, И.Ю.Быков, В.Т Седов, Э.А. Бондарев, Е.Г. Леонов, Н.Д. Цхадая и др. решали задачу обеспечения безаварийной работы при бурении скважин. Для борьбы с кавернообразованием предлагались новые составы буровых растворов, изучались закономерности изменения температуры бурового раствора, разрабатывались способы и средства, регулирующие тепловое взаимодействие скважины с околоствольным массивом мерзлых пород. Однако эти решения не учитывают возможные осложнения при проходке газогидратосодержащих горизонтов [21].
Во избежание осложнений особенно тщательно следует подходить к выбору бурового раствора при бурении многолетнемерзлых пород, где по данным геофизических исследований вероятны газогидратные залежи. При распаде гидрата выделяется метан, который, газируя буровую жидкость, снижает ее плотность, вследствие чего повышается вероятность газопроявлений, о которых подробно было написано выше. Для обеспечения безаварийной работы в условиях возможной диссоциации гидратов к буровому раствору предъявляется ряд требований, сформулированных в диссертации [14]. Требования касаются плотности буровых растворов, их морозостойкости, реологических свойств и содержания в растворах твердой фазы.
Одним из методов предупреждения разложения гидратов является использование буровых растворов, в составе которых присутствует ингибиторы диссоциации гидратов, например, лецитин или поливинилпирролидон. Однако они лишь частично решают проблему разложения гидратов при бурении.
Таким образом, не существует универсальных и безопасных технологий бурения газогидратных отложений, тем не менее, за последние годы был опубликован ряд работ, авторами которых были предложены некоторые решения обозначенных в обзоре проблем, например, в [17]
- использование обсадной колонны при прохождении пластов, содержащих газогидратные залежи с целью снижения времени воздействия на газовые гидраты
- изолированные стояки для транспортировки гидратных шламов без диссоциации;
- оптимизация состава бурового раствора и параметров бурения (скорость проходки, скорость циркуляции бурового раствора и т.д.
С учетом огромных запасов газовых гидратов в России и в мире требуется повышение эффективности существующих и разработка новых технологий вскрытия газогидратных залежей, которые позволять ввести в эксплуатацию бездействующий фонд скважин газовых и газоконденсатных месторождений.
Заключение
Резюмируя вышесказанное, можно сделать следующие выводы.
1. Гидраты природного газа, представляющие собой полиэдрические каркасы, состоящие из связанных водородными связями молекул воды и метана широко распространены в России и других странах. Основная часть газогидратных отложений сосредоточена в акваториях северных морей, а также на территории Западной и Восточной Сибири, то есть преимущественно в зонах, где сосредоточены многолетнемерзлые породы.
2. Необходимым условием гидратообразования является совокупность таких факторов, как температура, давление, возможность притока газа извне в течение длительного срока. Кроме того, огромное значение играют свойства вмещающей породы: влажность, проницаемость, гранулометрический и геохимический состав. Наиболее благоприятной породой с этой точки зрения являются чистые тонкозернистые пески.
3. Существуют так же так называемые метастабильные (реликтовые) гидраты – это гидратные образования, подвергшиеся эффекту самоконсервации, который заключается в образовании изолирующей пленки льда, не позволяющей гидрату разлагаться даже при температуре, превышающей равновесную при данном давлении. Такие залежи, как правило, расположены выше зоны залежей стабильных гидратов.
4. При техногенном изменении термобарических условий газовые гидраты способны диссоциировать с выделением большого количества метана и воды. Объем метана может в 160-180 раз превышать первоначальный объем исходного газового гидрата.
5. При бурении скважин в момент проходки гидратных залежей диссоциация гидратов может спровоцировать серьезные осложнения, выражающиеся в газопроявлениях различной продолжительности и интенсивности, кавернообразовании, обрушении стенок скважины и т.д.
6. Не существует универсальных способов избежать осложнений при бурении скважин в зоне газовых гидратов, в связи с этим необходимо совершенствование существующих технологий бурения, разработка методик, позволяющих учитывать изменение термодинамической системы «пласт-скважина» с учетом наличия в системе газовых гидратов, а также разработка рекомендаций по технологическим характеристикам (температура, скорость закачки и т.д.) используемых буровых растворов.
