Введение
Развитие технологий разведки и добычи полезных ископаемых связаны с осложнением условий бурения. Наряду с появляющимися трудностями добычи возрастает потребность в энергии в связи с активным ростом мировой промышленности. Помимо поиска способов интенсификации добычи углеводородов, существуют варианты решения проблемы – использование новых источников энергии. Речь не о «зеленой энергетике», а о разведке, оценке запасов и добыче газовых гидратов (ГГ). Разработка месторождений ГГ с последующим извлечением метана является перспективным направлением исследований, поскольку сейчас они являются чаще осложнением при бурении, чем полезным ископаемым, представляющим несомненную промышленную значимость.
Наличие ГГ на обширных территориях с обильным присутствием метана придает дополнительный импульс разведке и технологическому развитию для использования их в качестве энергетического ресурса в будущем, особенно для стран, испытывающих энергетический голод или зависимых от продажи полезных ископаемых [1–21].
Общие сведения
Гидрат метана представляет собой клатрат (рис. 1), состоящий из воды и природного газа, в основном метана, который образуется в условиях низкой температуры, высокого давления и надлежащей концентрации метана [22–24]. Газообразный метан занимает большую часть полостей в гидратах, который сгорает более эффективно с меньшими выбросами по сравнению с обычным ископаемым топливом. При поднятии на поверхность земли из 1 куб. м ГГ выделяется до 164 куб. м природного газа. Залежи ГГ выявлены по всему миру, где метан встречается вместе с водой под повышенным давлением и при относительно низких температурах, например, в многолетнемерзлых породах (ММП) или в неглубоких отложениях вдоль глубоководных континентальных окраин. Метан, который образует гидрат, может быть как биогенным, создаваемым биологической активностью в отложениях, так и термогенным, создаваемым геологическими процессами глубже в земле. Когда-то считавшиеся редкими, газовые гидраты теперь, как полагают ученые, встречаются в огромных объемах и включают в себя 280–570 трлн куб. м метана, а толщина пластов может достигать нескольких сотен метров [22–24].
Структура ГГ основана на трех основных типах (рис. 2), в зависимости от размера молекулы-гостя, гидраты природного газа состоят из любой комбинации трех структур:
· кристаллическая структура I или sI;
· кристаллическая структура II или sII;
· кристаллическая структура H или sH.
При замерзании вода кристаллизуется с гексагональной симметрией, но при «замерзании» в виде ГГ для кристаллических структур sI и sII это происходит с кубической симметрией, для sH – с гексагональной симметрией [22–24]. Сейчас пока еще достаточно сложно получить керн ненарушенного сложения, поскольку ГГ возникают в условиях, когда давление, температура, газонасыщенность и местные химические условия в совокупности делают их стабильными.
ГГ аналогичны льду, и условия их стабильности соблюдаются в большей степени при варьировании низких температур и в меньшей степени – высоких давлений. При нарушении этих условий ГГ легко распадаются на составляющие их воду и газ. Существуют два газогидратных резервуара, приуроченных к арктическим и морским условиям. ГГ выявлены в ММП в арктических регионах. Также они встречаются в пределах нескольких сотен метров от морского дна на континентальных склонах и в глубоких морях и озерах [1–24]. Основные капитальные вложения при добыче ГГ в зоне ММП – это только стоимость трубопровода, используемого для транспортировки газа к производственной платформе. Для добычи гидратов на шельфе необходима установка дорогостоящих морских платформ. Транспортировка метана с места добычи на сушу может осуществляться по подводным трубопроводам, как это делается при транспортировке природного газа. Однако подводные трубопроводы характеризуются высокой стоимостью. Экономически целесообразная добыча природного газа из океанических гидратных месторождений потребует новых систем и методов бурения на шельфе.
Глубоководные и арктические гидраты отличаются условиями стабильности, зависимости от температуры и глубины (рис. 3).
Способы отбора керна
Существует ряд способов, с помощью которых можно найти газовые гидраты в отложениях под океаном. Наиболее часто используемым методом поиска газовых гидратов является сбор сейсмических данных. Например, в Тихоокеанском океанологическом институте им. В.И. Ильичева Дальневосточного отделения создавались системы для обнаружения газовых гидратов в кернах донных осадков. Изучение распределения ГГ в керне проводилось с использованием компьютерного томографа, который фиксировал акустические сигналы при изменении агрегатного состояния ГГ. К недостаткам данного метода можно отнести дороговизну и невозможность оперативного изучения длинных (метры и десятки метров) керновых проб донных отложений, поднятых на дневную поверхность [26–28].
«В [29] приводятся сведения об керногазоотборном снаряде, разработанном компанией Christensen, в котором предусмотрена надежная герметизация керна в призабойной зоне пласта (ПЗП) скважины с целью сохранения естественных барических условий. С этой целью рекомендуется использовать двойной колонковый снаряд со съемным керноприемником PCS (Pressure Core Sampler), содержащий вращающуюся наружную колонковую трубу с коронкой, расширителем-стабилизатором, соединительным переходником, съемную невращающуюся внутреннюю (керноприемник) трубу с подшипниковым узлом подвески и кернозахватывающим устройством. Особенность данного снаряда заключается в наличии в нижней части керноприемника герметичного шарового клапана, который позволяет обеспечить надежную герметизацию керна с охранением естественных условий при отборе керна. Этот клапан закрывается за счет воздействия потока бурового раствора за счет изменения направления циркуляции в снаряде при перекрытии верхнего проходного отверстия сбрасываемым в конце рейса стальным шаром за счет чего обеспечивается герметичность керноприемника. При извлечении керна с высоким поровым давлением из керноприемника на дневной поверхности и последующего его анализа в испытательной лаборатории при нормальном атмосферном давлении керноприемник с находящимся в нем керном необходимо охлаждать жидким азотом в специальном устройстве не менее 5–6 часов для перехода газовой фазы поровых включений сначала в жидкое состояние, а затем в твердое. После этого керноприемник с керном разрезают на части для подготовки проб, равновесное состояние которых обеспечивается за счет поддержания низкой отрицательной температуры в специальном термобоксе. Недостатками вышеозначенного способа являются сложность конструкции снаряда и необходимость сильного охлаждения керна при нахождении его на дневной поверхности» [30–35].
«В [32] рассматривается метод получения керна из пород, содержащих ГГ, который был разработан в процессе исследований ГГ следующими организациями: The Geological Survey of Canada, The Japan National Oil Corporation, Oil and Natural Gas Corporation Ltd. [17], исследующих проблемы разведки и оценки возможности эксплуатации месторождений ГГ [36]. Процедура была внедрена на канадском месторождении Маллик. Во время бурения использовался низкотемпературный гидрофобный буровой раствор. При бурении было подтверждено, что для поддержания естественных термобарических условий, буровой раствор должен быть охлажден до -10 °С. При подъеме керна ГГ, содержащиеся в горной породе, частично диссоциировались, в результате чего были получены образцы с измененным фазовым составом содержащихся в них ГГ. Следует заметить, что работы по бурению проводились в зимний период. Данный фактор влиял на охлаждение промывочной жидкости. Минусами этой процедуры являлось то, что во время бурения используется большой объем низкотемпературного гидрофобного бурового раствора, который требовал предварительного охлаждения на устье, а также то, что во время извлечения керна было невозможно поддержание термобарических условий».
В отечественной практике [33] разработан специализированный керногазоотборный снаряд конструкции «ДонбассНИЛ», предназначенный для перебурки угольных пластов разного строения и различной степени метаморфизма [33, 36–40]. Поскольку в конструкции снаряда использовано пружинно-фрикционное устройство, этот снаряд имеет возможность работать в двух режимах – как с вращением внутренней керноприемной трубы, так и без него. Недостатком устройства является то, что внутренний невращающийся корпус трубы является не полностью герметичным, что сказывается на качестве керна ГГ.
Для комплекса КССК-76 был разработан съемный керногазонаборник СГН-48 (КГНС) [41] для отбора проб газа из угольных пластов. К минусам данного комплекса относится то, что он не способен сохранять и поддерживать термобарические условия включений газовых гидратов, поскольку не обладает необходимой степенью герметизации керноприемника.
В СПбГГИ им. Г.В. Плеханова (ТУ) были предложены два варианта снаряда, позволяющих произвести отбор керна ГГ. Первый вариант [35] (рис. 4) «представляет собой модернизированный двойной колонковый снаряд, имеющий ПРИ, вращающуюся наружную колонковую трубу и невращающийся керноприемник с узлом подвески и фиксации, а также систему охлаждения. В снаряде предусмотрена специальная секция, оснащенная баллоном сжиженного газа и дросселем. Данная компоновка позволяет добиться улучшения качества керна с сохранением термических условий» [35].
Второй снаряд [36] (рис. 5) предназначен для отбора керна ГГ при бурении и опробовании залежей. В качестве преимуществ заявлено, что он позволяет повысить качество керна с сохранением естественных условий залегания. Технология бурения данным снарядом «заключается в спуске термогидратоотборного снаряда до глубины залегания» [36] ГГ, бурении по гидратонасыщенным породам, отрыве и удержании керна в керноприемнике и последующем подъеме керноприемника с керном на дневную поверхность. Отличительной особенностью данного снаряда является возможность поддержания естественных термобарических условий в керноприемнике за счет наличия в нем «системы охлаждения, состоящей из баллона со сжиженным газом и дросселирующим устройством, а также секции с охлаждающей жидкостью и спирально-трубчатым теплообменником. Также конструкцией снаряда предусмотрены переходники, в одном из которых имеются циркуляционные каналы и обратный клапан, в другом – герметичный канал с соединительными элементами крепления и обратный клапан» [36].
Данная технология получения керна ГГ основана на «эффекте самоконсервации или эффекте принудительной консервации ГГ перед подъемом керна из скважины за счет поддержания естественных термобарических условий в процессе выбуривания керна в ПЗП скважины» [30, 34–52].
Во время изменения термобарических условий в естественном залегании, газовые гидраты диссоциируются, благодаря чему на их поверхности появляется водяная пленка. Данная пленка воды превращается в корочку льда при отрицательных температурах. Благодаря данному процессу, характеризующему самоконсервацию, возможно предупредить разложение газогидратов при резком изменении термобарических условий. Диссоциация гидратов является эндотермической реакцией, соответственно, корка льда и низкие температуры замедляют процесс диссоциации. Благодаря данному явлению имеется возможность извлекать газовые гидраты практически в неизменном состоянии при нормальных условиях [42, 43].
Гидратосодержащие породы могут находиться в условиях, когда они имеют положительную температуру [42, 43] в естественных условиях. В таком случае будет использоваться эффект принудительной самоконсервации. В случаях, когда они имеют отрицательную естественную температуру, применяют способ самоконсервации. Для применения этих эффектов необходимо предварительно охладить керн в керноприемнике до его извлечения. Керн охлаждается до отрицательных температур. При принудительной самоконсервации необходимо охладить керн в диапазоне -15 °С – -25°С, если применяется самоконсервация, то диапазон температур -2 °С – -10 °С, что соответствует качественному проявлению используемых эффектов [30].
Поровая вода, входящая в состав керна, обеспечивает большую сохранность керна, а также имеет свойство увеличивать его прочность за счет частичного или полного замерзания. Небольшие отрицательные температуры, необходимые для самоконсервации или принудительной консервации керна в условиях ПЗП, возможность отбора и транспортировки керна при атмосферном давлении позволяют существенно повысить качество образцов ГГ и снизить затраты на проведение комплексных исследований [21, 43–45].
Но существующие методы оценки запасов полезных ископаемых не могут быть использованы для оценки запасов ГГ, поскольку еще не разработаны и не внедрены в промышленное освоение надежные способы отбора изолированного керна ненарушенного сложения ГГ [44–55].
Перспективные направления дальнейших работ
В качестве перспективных направлений по разработке технических устройств, т.е. специализированных колонковых снарядов, а также технологии бурения скважин с одновременным отбором изолированного керна ненарушенного сложения из залежей ГГ с сохранением термобарических условий с целью последующей оценки запасов, можно было бы предложить варианты бурения скважин установками нефтегазового бурения керноотборным снарядом с длиной рейса (керна) до 100 м, например с использованием изолирующего керноотборного снаряда типа КИМ, разработки НПП «СибБурМаш», или бурения установками геологоразведочного типа с применением снаряда со съемным керноприемником (ССК). Также возможна разработка керноотборного снаряда на грузонесущем кабеле с использованием станции ГИС или разработка бурового снаряда, позволяющего определять газосодержания, например по метану, непосредственно в процессе бурения и непрерывно передавать полученные данные на дневную поверхность с целью построения соответствующего графика в координатах глубина – содержание метана.
В качестве одного из перспективных направлений можно выделить разработку специализированных буровых промывочных жидкостей, которые в условиях самоконсервации керна ГГ позволят сформировать ледовую корку необходимой толщины, позволяющую получить требуемую степень проницаемости по газу.
В этом случае, проницаемость ледяной корки предварительно можно будет оценить по следующей формуле [25]:
где d – средний размер пор, принятых в виде модели цилиндрических каналов, мм.
Но пористая структура ледяной корки намного сложнее, поэтому для упрощения ее представления рекомендуется использовать следующие параметры: среднее сечение пор и гидравлическое сопротивление пор.
Выводы
Поскольку ГГ залегают с глубины 25 м и они больше не расцениваются как осложнения при бурении нефтяных и газовых скважин, актуальной задачей является разработка технических средств и способов отбора керна или анализа содержания ГГ в реальном времени с целью подсчета запасов ГГ. Пока эти вопросы не будут решены в полном объеме, экономическая оценка эффективности разработки газогидратных месторождений невозможна. Также это обусловлено еще и тем, что до сих пор не обоснована оптимальная технология разработки залежей ГГ.
По аналогии с разработанными квадросистемами заканчивания нефтяных и газовых скважин можно предусмотреть в обсадных колоннах систему легкоразбуриваемых окон в интервалах залегания ГГ с целью бурения боковых стволов в конце эксплуатации основной залежи углеводородов.
На данный момент разработка месторождений ГГ является весьма перспективным направлением. Но пока имеются запасы более доступного природного газа для отраслевых компаний невыгодно вкладываться в разработку технологий и оборудования для разработки месторождений ГГ.
Литература
1. Анфилатова, Э.А. Аналитический обзор современных зарубежных данных по проблеме распространения газогидратов в акваториях мира / Э.А. Анфилатова // Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2008. – Т. 3, № 4. – С. 15. – EDN JUTGJV.
2. Bondarev E.A., Rozhin I.I., Argunova K.K. Features of mathematical modeling of natural gas production and transport systems in the Russia's arctic zone // Journal of Mining Institute. 2017. Vol. 228. P. 705–716. 59.
3. Вареничев, А.А. Прогнозные ресурсы метана газогидратных залежей / А.А. Вареничев, М.П. Громова, И.И. Потапов // Проблемы окружающей среды и природных ресурсов. – 2022. – № 8. – С. 3–44. – DOI 10.36535/0235-5019-2022-08-1. – EDN KCJKJB.
4. Роль процесса разложения арктических метангидратов в изменениях глобального климата и необходимость учёта этих рисков в хозяйственной деятельности в Арктике / Б.М. Кершенгольц, С.Х. Лифшиц, В.Б. Спектор, В.В. Спектор // Арктика 2035: актуальные вопросы, проблемы, решения. – 2021. – № 1 (5). – С. 33–43. – DOI 10.51823/74670_2021_1_33. – EDN EJVOUS.
5. Shnyukov, E. Mud volcanoes of the black sea region and their environmental significance / E. Shnyukov, V. Yanko-Hombach. – Cham: Springer International Publishing, 2020. – 491 p. – ISBN 978-3-030-40316-4. – DOI 10.1007/978-3-030-40316-4. – EDN QBNVVC.
6. Разложение метангидратов и деградация мерзлоты в Северо-Восточном регионе Арктики – один из основных факторов дестабилизации современного климата / С.Х. Лифшиц, В.Б. Спектор, В.В. Спектор, Б.М. Кершенгольц // Глобальные проблемы Арктики и Антарктики: Сборник научных материалов Всероссийской конференции с международным участием, посвященной 90-летию со дня рождения акад. Николая Павловича Лавёрова, Архангельск, 02–05 ноября 2020 года / Ответственные редакторы: А.О. Глико, А.А. Барях, К.В. Лобанов, И.Н. Болотов. – Архангельск: Федеральный исследовательский центр комплексного изучения Арктики имени академика Н.П. Лаверова Российской академии наук, 2020. – С. 127–131. – EDN BAMBGI.
7. Федорова, Н.Ф. Природные газовые гидраты – источник энергии нашего будущего / Н.Ф. Федорова, А.Б. Кашкинбаева // Современные проблемы географии: Межвузовский сборник научных трудов, Астрахань, 01 января – 2019 года / Составители В.В. Занозин, М.М. Иолин, А.Н. Бармин, А.З. Карабаева, М.В. Валов. Том Выпуск 4. – Астрахань: Астраханский государственный университет, Издательский дом «Астраханский университет», 2019. – С. 40–43. – EDN PTBPMU.
8. Spektor, V.B. The Role of Methane and Methane Hydrates in the Evolution of Global Climate / V.B. Spektor, V.V. Spektor // American Journal of Climate Change. – 2018. – Vol. 7, No. 2. – P. 236–252. – DOI 10.4236/ajcc.2018.72016. – EDN EWKZQR.
9. Гошовский, С.В. Газогидратные залежи: формирование, разведка и освоение / С.В. Гошовский, А.В. Зурьян // Геология и полезные ископаемые Мирового океана. – 2017. – № 4 (50). – С. 65–78. – EDN YNSMAQ.
10. Опыт использования комплексных мобильных технологий при поисках и геофизическом картировании глубинных скоплений углеводородов в структурах Западной Антарктики / В.Д. Соловьев, С.П. Левашов, Н.А. Якимчук [и др.]. – 2017. – Т. 39, № 1. – С. 123–143. – DOI 10.24028/gzh.0203-3100.v39i1.2017.94016. – EDN ZSMHYN.
11. Bunz, S., and J. Mienert (2004), Acoustic imaging of gas hydrate and free gas at the Storegga slide, J. Geophys. Res., 109, B04102, doi:10.1029/ 2003JB002863.
12. Resources to Reserves 2013 — Oil, Gas and Coal Technologies for the Energy Markets of the Future / IEA, 2013.
13. Гриценко А.И., Истомин В.А. Сбор и промысловая переработка газов на северных месторождениях России / М.: «Недра», 1999.
14. Софийский И.Ю., Пухлий В.А., Мирошниченко С.Т. Газовые гидраты и энергосберегающие технологии // Сборник научных трудов СНУЯЭиП, Выпуск 1 (37), 2011. С. 169–177.
15. Thakur N.K., Sanjeev R. Exploration of Gas Hydrates: Geophysical Techniques / Springer, 2013.
16. Energy Resource Potential of Methane Hydrate / US DOE Report, 2011.
17. Макогон Ю.Ф. Природные газовые гидраты: распространение, модели образования, ресурсы // Российский химический журнал, т. XLVTI, № 3, 2003.
18. Прогноз развития энергетики мира и России на период до 2040 года / ИНЭИРАН — Аналитический центр при Правительстве РФ, 2013.
19. Unconventional Oil & Gas Production Technology Brief / IEA ETSAP, 2010.
20. Lefebvre B. Scientists Envision Fracking in Arctic and on Ocean Floor // Wall Street Journal, July 28, 2013.
