Газовые гидраты представляют собой льдоподобные кристаллические соединения, состоящие из молекул воды и газа. Кристаллическая структура газогидрата – это трехмерный ажурный каркас, построенный из молекул воды таким образом, что в нем образуется большое количество полостей, частично или полностью занятых молекулами газа. Один объем газогидрата связывает в газогидратное состояние около 164 объемов газа (Истомин, Якушев, 1992). Газовые гидраты образуются при взаимодействии воды (или льда) и газа в определенных термобарических условиях (пониженные температуры и повышенное давление). В природных условиях газовые гидраты (преимущественно гидраты метана) образуются как в донных отложениях морей и океанов, так и в областях распространения многолетнемерзлых пород. В криолитозоне газовые гидраты могут существовать в подмерзлотных горизонтах, а также в самой толще многолетнемерзлых пород при мощности мерзлоты более 300 м. Кроме того возможно существования реликтовых (метастабильных) газогидратных образований в верхних горизонтах мерзлых пород на глубинах до 150 м. Эти гидраты образовались в прошлом при благоприятных термобарических условиях и сохранились до сегодняшнего дня благодаря проявлению эффекта самоконсервации газогидратов при отрицательных температурах (Chuvilin et al., 2018) и часто фиксируются по активным газопроявлениям при бурении.
Эффект самоконсервации газогидратов заключается в том, что при нарушении условий стабильного существования (снижение давления) гидрат начинает разлагаться на газ и воду, которая при отрицательной температуре замерзает, образуя вокруг гидратного скопления непроницаемую для газа ледяную корку, тем самым сохраняя газовый гидрат от дальнейшего разложения.
На рис.1 приведена схематическая карта районирования криолитозоны севера Западной Сибири по условиям существования газогидратных образований в толщах мерзлых пород (рис.1).
Рис.1. Схематическая карта районирования криолитозоны севера Западной Сибири по условиям существования газовых гидратов в толщах многолетнемерзлых пород
На карте выделены области существования подмерзлотных и внутримерзлотных газогидратных образований, в том числе находящихся в метастабильных условиях, а также отмечены участки активных газопроявлений из верхних горизонтов криолитозоны, которые были зафиксированы при бурении инженерных, параметрических и добывающих скважин. На карте видно, что область распространения стабильных газогидратных образований в породах криолитозоны охватывает значительную часть рассматриваемой территории выше 64-го градуса северной широты, за исключением юго-западной части п-ова Ямал, где в верхней части разреза (до 150 м) возможно наличие реликтовых гидратов. При этом в ряде районов, характеризующихся большой мощностью мерзлых толщ (более 300 м), кровля зоны стабильности гидратов будет располагаться внутри толщи мерзлых пород, тем самым создавая благоприятные условия для формирования и существования в стабильных условиях внутримерзлотных гидратных скоплений (рис. 2). Так, к примеру, в разрезе криолитозоны в районе полуострова Гыданский мощность зоны возможного существования внутримерзлотных газогидратных скоплений составляет около 150 м.
Рис.2. Схематическая разрез распространения мощности многолетнемерзлых пород и зоны стабильности газовых гидратов в районе полуострова Гыданский (построен по данным С.Е. Агалакова и А.Р. Курчикова (2004))
Накопленные на сегодняшний день экспериментальные и полевые данные показали, что природные газовые гидраты крайне чувствительны к различным техногенным воздействиям (повышение температуры, снижение пластового давления, взаимодействие с солевыми растворами и буровыми жидкостями), в результате чего происходит их разложение, сопровождаемое активным газовыделением, измененим тепловых и фильтрационных свойств, а также потерей механической прочности. В конечном итоге все это будет оказывать дополнительные осложнения в процессе бурении и эксплуатации добывающих скважин при разработке нефтяных и газовых месторождений в Арктике. К этим осложнениям относятся: интенсивные газопроявления, выброс газа, грунта и бурового инструмента, кавернообразование, газирование вокруг устья скважины и образование грифонов, размыв устья скважины, обрушение и деформирование отдельных интервалов ствола скважины и др. (Чувилин и др., 2019).
В связи с этим возникает необходимость заблаговременного снижения перечисленных выше рисков путем принудительной диссоциации внутримерзлотных газогидратных прослоев, находящихся в непосредственной близости от проектируемой добывающей скважины до начала ее бурения и эксплуатации. Решение данной задачи может быть основано на использовании уже существующих подходов по разложению газогидратов, предлагаемых для добычи природного газа при разработке гидратосодержащих коллекторов в субаквальных и подмерзлотных условиях. Кроме того, помимо решения основной задачи, связанной со снижением геологических рисков при разложении внутримерзлотных газогидратных скоплений, может быть получена дополнительная выгода в виде сбора гидратного газа для локального энергоснабжения. На сегодняшний день основные технологические подходы по извлечению гидратного метана из коллектора основаны на термическом воздействии, закачке различных ингибиторов (в том числе чистого СО2), а также снижении пластового давления (Moridis and Collett, 2003; Max and Johnson, 2018). Однако стоит отметить, что их реализация сопряжена с рядом технологических проблем, особенно при использовании в условиях Арктики (оттаивание многолетнемерзлых осадочных пород, потеря устойчивости разрабатываемого коллектора, вторичное гидратообразование в призабойной зоне, низкая проницаемость мерзлых гидратонасыщенных пород) (Moridis et al., 2010). Поэтому в последние несколько лет активно рассматриваются другие варианты извлечения гидратного газа, наиболее перспективным из которых является закачка дымовых газов (смесь азота и СО2), который имеет высокий потенциал применительно к мерзлым гидратосодержащим горизонтам (Чувилин и др., 2018). При внедрении предлагаемого подхода дымовой газ может быть получен в результате работы тепловых электростанций и других промышленных предприятий на территории месторождения углеводородов. Реализация данного подхода включает замещение гидрата метана на гидрат СО2 с выделением свободного метана. Поэтому предлагаемый метод может также использоваться для захоронения СО2 в гидратной форме и снижения выброса парниковых газов в атмосферу от объектов инфраструктуры на месторождении. При реализации данного подхода по закачке дымовых газов в гидратосодержащие горизонты криолитозоны можно решить сразу три задачи: снижение потенциальных геологических рисков, связанных с дестабилизацией гидратонасыщенных отложений при освоении и разработки месторождений, добыча дополнительного гидратного метана и снижение выбросов парникового газа (СО2) в атмосферу за счет его захоронения в гидратной форме.
Для оценки эффективности данного подхода при низких положительных и отрицательных температурах было проведено экспериментальное моделирование извлечения метана из гидратонасыщенных пород путем закачки дымового газа (смесь 15% CO2 и 85% N2). Исследования проводились на специальной установке, разработанной совместно с коллективом из университета Хериот-Ватт (Великобритания). В качестве объекта исследования использовался мелкозернистый кварцевый песок, отобранный из донных отложений шельфа Северного моря.
Экспериментальные исследования показали, что закачка дымовых газов в гидратосодержащий пласт смещает зону стабильности гидратов в зону более низких давлений и более высоких температур. Этот процесс приводит к разложению гидратов метана, который становится доступным для извлечения, а также к образованию гидратов СО2 по схеме замещения. Для определения оптимальных условий извлечения метана из охлажденных и многолетнемерзлых гидратонасыщенных песчаных коллекторов было проведено экспериментальное моделирование в диапазоне температур от +0,2 оС до -12 оС при давлении газа, близких к 5 МПа. Эксперименты продолжались около 10 часов до стабилизации исследуемых параметров. Условия каждого эксперимента, физические параметры образцов и результаты (процент извлечения метана) приведены в таблице 1. Было обнаружено, что несмотря на то, что исследуемом песчаном коллекторе при понижении пластовой температуры эффективность извлечения гидратного метана на начальной стадии снижается, к концу эксперимента степень извлечения гидратного метана слабо различается (рис. 3, таблица 1).
Таблица 1. Основные параметры эксперимента и физические характеристики исследованных образцов песка
Рисунок 3. Зависимость степени извлечения метана из гидратонасыщенного песчаного грунта при закачке дымового газа от температуры
Так, если через 30 минут после начала эксперимента при температуре +0,2 оС содержание метана в газовой фазе составляло около 21 % (при начальном содержании около 16%), то при температуре -12 оС эта величина была близка к 13 %. (при начальном содержании 11%), т.е. почти в 2 раза меньше.
В дальнейшем (через 1,5 часа) интенсивность извлечения метана из гидратной фазы при положительной температуре (+0,2°С) резко снизилась, тогда как при температуре -12 °С это снижение наблюдалось лишь через 5 часов после начала эксперимента. В результате в конце опыта содержание метана в газовой фазе было практически одинаково при данных температурах (Рис.3).
Таким образом, общее извлечение метана из гидратной фазы сопоставимо при низких положительных и отрицательных температурах. Оно составило 25% при температуре +0,2°С, и 21% при температуре -12°С. Следовательно, несмотря на снижение интенсивности извлечения метана из гидратной фазы при понижении температур до отрицательных значений, общее извлечение метана остается достаточно высоким. Это позволяет рассматривать метод закачки дымового газа как перспективный метод диссоциации газогидратных образований, находящихся в толщах мерзлых пород.
Заключение
В ходе экспериментального моделирования по влиянию температуры на извлечение метана из гидратонасыщенных пород при закачке дымовых газов было выявлено, что в области отрицательных температур, когда газогидратный коллектор находится в мерзлом состоянии, эффективность извлечения метана остается высокой и слабо отличается от условий положительных температур. Полученные экспериментальные результаты показывают, что метод закачки дымового газа может быть успешно использован для извлечения метана из гидратонасыщенных пластов, находящихся в зоне распространения многолетнемерзлых пород. Таким образом, данный метод можно использовать как для снижения метаноопасности, связанной с дестабилизацией гидратосодержащих горизонтов в толщах мерзлых пород при добыче традиционных углеводородов в Арктике, так для добычи гидратного газа из мерзлых гидратных коллекторов. Кроме того, применение этого метода позволит снизить выбросы двуокиси углерода в атмосферу за счет его захоронения в гидратной форме.
Литература
1. Агалаков С.Е., Курчиков А.Р. Ресурсы газа в зонах стабильности газогидратов на севере Западной Сибири / Наука и техника в газовой промышленности, 1-2, 2004, с.26.
2. Истомин В.А., Якушев В.С. Газовые гидраты в природных условиях. М.: Недра, 1992. 235 с.
3. Чувилин Е.М, Истомин В.А., Екимова В.В, Буханов Б.А., Хасан-Поуразбан А., Йанг Дж., Тохиди Б. Экспериментальное моделирование извлечения метана при закачке дымового газа в мерзлой насыщенной газогидратом метана пласт. Геомодель-2018.
4. Чувилин Е.М., Соколова Н.С., Спасенных М. Ю. Метан в мерзлоте - ресурс или опасность? -2019. Доступ по ссылке: https://goarctic.ru/work/metan-v-merzlote-resurs-ili-opasnost/
5. Chuvilin E, Bukhanov B, Davletshina D, Grebenkin S, Istomin V. Dissociation and self-preservation of gas hydrates in permafrost / Geosciences, 2018.
6. Max M., Johnson A. Exploration and production of oceanic natural gas hydrate: critical factors for commercialization / Springer, 2018
7. Moridis G., Collett T., Pooladi-Darvish M., Hancock S., Santamarina C., Boswell R., Kneafsey T., Rutqvist J., Kowalsky M., Reagan M., Sloan E. Challenges, uncertainties and issues facing gas production from gas hydrate deposits / Lawrence Berkeley National Lab. Berkeley, CA (United States), 2010.
8. Moridis G., Collet T. Strategies for gas production from hydrate accumulations under various geologic conditions. In Conference Proceedings of TOUGH Symposium, Lawrence Berkeley National Laboratory, Berkeley, California, May 12–14, 2003
