Анализ возможных сценариев развития мировой экономики показывает, что роль углеводородов, особенно природного газа, будет оставаться значительной как минимум в течение следующих 30 лет [2, 5, 14].
Подавляющее большинство крупнейших месторождений газа в России, такие как Уренгойское, Чаяндинское, Бованенковское, Медвежье, расположено в зоне распространения многолетнемерзлых пород (ММП).
Специфика размещения нефтегазовых объектов в зонах распространения ММП заключается в наличии неустойчивых грунтов, подверженных сезонному оттаиванию, промерзанию и пучению [15]. При строительстве скважин, ствол которых пересекает толщу ММП с газовыми гидратами, ситуация осложняется проблемами, связанными с обеспечением устойчивости стенок на этапах бурения, крепления и эксплуатации скважины [25]. Кроме того, в арктической части Мирового океана сосредоточены значительные запасы углеводородов, как в жидком состоянии, так и в форме газа и газовых гидратов. С одной стороны, газовые гидраты являются крупнейшим потенциальным ресурсом экологически чистой энергии, в котором могут быть заинтересованы многие страны, в том числе Россия, Канада, Япония и другие. Разведанные ресурсы природного газа в гидратном состоянии отличаются, согласно разным источникам, на несколько порядков и варьируются от 1013 до 1018 м3 [12, 26, 33]. Но даже по самым скромным оценкам запасы газа в гидратной форме превышают известные запасы газа в традиционном агрегатном состоянии вместе взятые. Интерес к добыче природного газа из гидратов объясняется еще и тем, что, как правило, глубина их залегания невелика: в среднем от 80–200 метров (для реликтовых гидратов) [27, 32] до 1200 метров (зона стабильности газовых гидратов) [20]. В разное время предпринимались попытки внедрения технологий добычи гидратов, например в 1971 году было разведано месторождение Маллик в дельте реки Маккензи, а позднее, в 2001 году инициировано строительство трех исследовательских скважин Маллик (двух наблюдательных и одной эксплуатационной) в рамках проекта, финансируемого пятью странами [1, 4, 10, 11].
С другой стороны, наличие гидратовмещающих толщ представляет угрозу при освоении традиционных ископаемых. Для формирования клатратных структур необходимо соблюдение ряда условий, в первую очередь это термобарические условия в зоне возможного залегания гидратов (высокие давления и низкие температуры способствуют образованию и наоборот), наличие влаги в породе и постоянный приток свободного метана [35]. Продуктивные пласты месторождений, например Ботуобинского, Химакинского и Талахского горизонтов, имеют достаточно низкие температуры и высокие давления, а значит, находятся в зоне гидратообразования на кривой равновесия. На таких месторождениях, как Чаяндинское, Верхневилючанское, Тас-Юряхское, имеется высокая вероятность встречи с осложнениями, связанными с гидратообразованием, а также гидратовмещающими породами [24]. Бурение газовых скважин при проходке таких участков провоцирует нарушение термодинамического равновесия, повышение температуры околоскважинного пространства и, как следствие, неконтролируемое выделение газа и таяние льда [24, 30, 31, 34]. Часто такие ситуации несут угрозу для возникновения газопроявлений, обвала колонны и иных аварийных ситуаций [21, 22]. Иногда газопроявления прекращаются самостоятельно, это связано со значительным эндотермическим эффектом диссоциации гидратов, который может привести к обратной ситуации: промерзанию призабойной зоны, консервации гидратов, кавернообразованию. Последнее способствует поглощению бурового раствора и нарушению технологии цементирования на этапе строительства скважины. Промерзание зоны вокруг скважины, кроме того, несет в себе угрозу образования техногенных гидратов [28]. Таким образом, как ни парадоксально, но процесс разложения клатратных структур, в случае если объемы газовыделения будут достаточно большими и при наличии свободной воды в пласте в результате таяния льда, может привести к противоположной, на первый взгляд, проблеме.
Известно множество публикаций, авторы которых сходятся в том, что большая часть каналообразований происходит в период затвердевания цементного камня [17, 18, 29]. Образование трещин и иных дефектов обусловлено многими причинами, среди которых недостаточно полное вытеснение бурового раствора тампонажным, суффозионные процессы и термобарические условия некоторых продуктивных пластов, особенно аномально высокие давления флюида. Последнее особенно часто выражено при строительстве газовых и газоконденсатных скважин [29]. Таким образом, время ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ) является наиболее опасным с точки зрения вероятности образования каналов в цементном камне в будущем.
По данным авторов [18], если в период цементации, то есть до превращения тампонажного раствора в камень, не нарушена структура его порового пространства, то такой камень впоследствии является практически непроницаемым для пластового флюида, что означает, что если в дальнейшем имеют место заколонные газопроявления, то в период ОЗЦ в поровом пространстве застывающего цемента по тем или иным причинам образовались каналы и трещины.
В связи с этим при прохождении участков, содержащих газогидратные вкрапления, необходимо уделять особенное внимание укреплению ствола скважины во избежание обрушения пород и проблем, связанных с межколонными перетоками флюида в период эксплуатации скважины.
К негерметичности межколонного пространства могут приводить различные механические, физико-химические процессы, возникающие в процессе строительства скважин, их испытании и эксплуатации.
Нарушения структуры цементного камня могут быть спровоцированы резкими перепадами температуры при многократных остановках добычи углеводородного сырья положительной температуры. При постоянных изменениях температуры околоскважинного пространства происходят циклические расширения и усадки цементного камня, что также может стать причиной образования каналов и раскрытия трещин в цементном кольце и последующей негерметичности межколонного пространства.
Учитывая вышеизложенное, следует работать в нескольких направлениях: предотвращение осложнений, вызванных разложением залегающих в породе гидратов, совершенствование буровых и тампонажных жидкостей и качественное цементирование скважин в зоне вечной мерзлоты и гидратообразования.
При бурении скважин в зоне залегания гидратов и риске растепления окоскваженной зоны пласта особенно важное значение имеют такие режимные параметры бурения, как скорость проходки, скорость закачки бурового раствора, его температура, реологические и другие свойства.
На кафедре технологии и техники бурения в Санкт-Петербургском горном университете ведутся исследования, направленные на совершенствование параметров технологических жидкостей, используемых при бурении [7, 8, 13, 16] и строительстве скважин [6, 9].
Моделирование влияния закачки технологической жидкости на температурное поле пласта вокруг скважины
В данной статье приведены результаты вычислительного эксперимента, позволяющего имитировать процесс закачки буровой жидкости в пласт. Вычисления проводились в пакете COMSOL Multiphysics с использованием данных Чаяндинского газоконденсатного месторождения.
При разработке модели авторами были приняты следующие допущения.
- Порода околоскважинного пространства принимается за сплошную среду. Это допущение аргументировано тем фактом, что отложения Чаяндинского месторождения являются хотя и высокопористыми, но обладают низкой проницаемостью [19]. При относительно небольшом гидростатическом давлении, которое создает столб бурового раствора, породу можно принять как практически непроницаемую для него. В этих условиях можно полагать передачу тепла за счет конвекции настолько незначительной, что теплопроводность обоснована в качестве единственного значимого способа передачи тепла.
- Принято, что свойства породы постоянны в радиальном направлении от центра скважины. При проведении моделирования предполагается, что температура бурового раствора будет меняться в пределах от 273 до 310 K, следовательно, температура породы также будет меняться в небольших пределах, поэтому изменениями свойств породы в зависимости от температуры авторы пренебрегли для упрощения модели. Значения теплофизических свойств породы в эксперименте до подачи бурового раствора задавались при 265 К, а после подачи бурового раствора при температуре 295 К. Температура жидкости, колонны и породы в момент начала моделирования принимаются постоянными в радиальном направлении от оси скважины.
- Геометрическая модель представляет собой соосные тела вращения: буровая колонна, скважина, околоскважинное пространство.
Вычисления базируются на уравнении теплопроводности Фурье:
В расчетах учитывается теплопроводность как в жидкости, так и в твердой фазе, при этом принимается, что в модели пористой среды порозность равна нулю для твердого тела и порозность равна единице для жидкого тела.
Результаты вычислительного эксперимента
В данном уравнении не учитывается коэффициент объемного расширения α ввиду его малого значения.
Модель для передачи тепла в жидкой фазе представлена формулой (7), если = 0.
Формула для расчета передачи тепла в породе представлена ниже:
Модель передачи тепла в металле трубы:
После проведения расчета анализируется распределение температуры в разные моменты времени.
На рисунке 1 приведено распределение температуры вмещающей породы до подачи жидкости, на рисунке 3 показано изменение температуры пласта вокруг скважины через 4 часа от момента начала ввода технологической жидкости:
Для решения задачи повышения безопасности эксплуатации газовой скважины и устранения негерметичности межколонного приведен опыт устранения негерметичности межколонного пространства на примере скважины Р-49 Губкинского газоконденсатного месторождения (ГКМ), сведения о которой приведены в таблице 2.
На ГКМ проводится ежемесячный контроль давления в межколонном пространстве скважин. Согласно п. 424 документа «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности» межколонное пространство считается герметичным, если в течение 30 минут давление опрессовки снизилось не более чем на 0,5 МПа.
Из рисунка 3 (а, б) видно, что в период с января по июль 2021 года давление в межколонном пространстве непрерывно росло, что говорит о нарушении герметичности межколонного пространства скважины.
Для устранения негерметичности межколонного пространства был выбран кольматационный метод: закачка герметизирующего раствора в межколонное пространство скважины через шиберную задвижку межколонного отвода (рисунок 4).
В качестве экспериментальных образцов для оценки кольматирующей способности были выбраны добавки полимеров в жидкое стекло: крахмал, полиакриламид и кремнийорганический полимер. Оценка данных веществ была проведена по существующей методике (ссылка на методику).
Учитывая реологические характеристики составов, физико-химические особенности: высокая вязкость состава и низкое сопротивление при движении в сужающихся трещинах и каналах межколонного пространства, был выбран состав на основе водонабухающего полимера – полиакриламида.
Техническим результатом применения предлагаемого метода и кольматирующего состава является решение проблемы нарушения герметичности межколонного пространства скважин при эксплуатации газовых скважин, что обеспечивает соблюдение требований документа «Правила безопасности нефтяной и газовой промышленности и охраны окружающей среды».
На основании имитационного моделирования можно сделать вывод, что при прочих равных условиях превалирующее значение имеют такие параметры бурового раствора, как скорость его закачки и температура. Расход и температура технологической жидкости оказывают влияние на скорость распространения тепла в околоскважинной зоне, при этом радиус распространения тепла меняется, но в пределах 0,4 метра. За счет несоизмеримости объемов бурового раствора и пространства вокруг скважины, тепловое воздействие бурового раствора нивелируется благодаря большому массиву мерзлой породы.
Рекомендуемый расход технологической жидкости должен лежать в интервале 0,30–0,45 м3/с, а его температура не должна превышать 20 °C. Одновременно с этим необходимо помнить о повышенной вероятности застывания бурового раствора в условиях многолетней мерзлоты, а также вследствие локального снижения температуры в результате эндотермической диссоциации газовых гидратов.
Применение технологических параметров позволит существенно снизить риски возникновения осложнений, связанных с газопроявлениями при проходке гидратовмещающих толщ в процессе бурения скважин, однако не устранит полностью проблему диссоциации гидратов при техногенном вмешательстве.
Как говорилось ранее, газопроявления при бурении косвенно влияют на качество цементирования скважин. Как в случае со скважиной Р-49, нарушение технологии на этапе строительства скважины приводит к негерметичности межколонного пространства в дальнейшем. Следует отметить, что скважина Р-49 является разведочной, в эксплуатационных скважинах проблема стоит еще более остро вследствие колебания температур в результате эксплуатации.
Литература
1. Boswell, R., Schoderbek, D., Collett, T.S., Ohtsuki, et al., 2017. TheIġnik Sikumi field experiment, Alaska North Slope: design, operations, and implicationsfor CO2-CH4 exchange in gas hydrate reservoirs. Energy Fuels 31, 140–153.
2. Global Energy Trends—2021 Edition. Available online: https://www.enerdata.net/publications/reports-presentations/world-energy-trends.html (accessed on 09 March 2023).
3. Hsu, C. T., & Cheng, P. (1990). Thermal dispersion in a porous medium. International Journal of Heat and Mass Transfer, 33(8), 1587–1597.
4. Hunter, R., Collett, T., Boswell, R., Anderson, B., Digert, S., Pospisil, G., Baker, R.,Weeks, L., 2011. Mount Elbert Gas Hydrate Stratigraphic TestWell, Alaska North Slope: overview of scientific and technical program. Journal of Marine and Petroleum Geology 28 (2), 295–310
5. IEA. Global Energy Review 2021. Available online: https://www.iea.org/reports/global-energy-review-2021 (accessed on 09 March 2023).
6. Islamov, S.R. Research risk factors in monitoring well drilling – A case study using machine learning methods / S.R. Islamov, A.S. Grigoriev, I.I. Beloglazov, S.A. Savchenkov and etc. // Symmetry. – 2021. – V. 7. – PP. 1–19. https://doi.org/10.3390/sym13071293.
7. Leusheva E.L. Influence of the solid phase's fractional composition on the filtration characteristics of the drilling mud ije transactions / E.L. Leusheva, V.A. Morenov // B: Applications. – 2019. – № 5. – PP. 794–798. http://ije.ir/Vol32/No5/B/abstract-3093.html
8. Leusheva E.L. Research of Bare-Free Drilling Fluids (Исследование безбаритных буровых растворов ) / E.L. Leusheva, N.T. Alikhanov // Perm Journal of Petroleum and Mining Engineering. – 2021. – V 3. – PP. 123–130. https://ered.pstu.ru/index.php/geo/article/view/1756.
9. Liu, T. Influence of Polymer Reagents in the Drilling Fluids on the Efficiency of Deviated and Horizontal Wells Drilling / T. Liu, E. Leusheva, V. Morenov, L. Li and etc. // Energies. – 2020. –V. 13. – P. 4704. https://doi.org/10.3390/en13184704.
10. Majorowicz, J.; Osadetz, K.; Safanda, J. Models of Talik, Permafrost and Gas Hydrate Histories – Beaufort Mackenzie Basin, Canada. Energies 2015, 8, 6738–6764.
11. Majorowicz, J.A., Hannigan, P.K. Natural Gas Hydrates in the Offshore Beaufort – Mackenzie Basin – Study of a Feasible Energy Source II. Natural Resources Research 9, 201–214 (2000). https://doi.org/10.1023/A:1010179301059.
12. Makogon, Y.F., Holditch, S.A., Makogon T.Y. Russian field illustrates gas hydrate production. Oil&Gas Journal, Feb.7, 2005, vol. 103.5, pp. 43–47.
13. Nikolaev, N.I. Low-density cement compositions for well cementing under abnormally low reservoir pressure conditions / N.I. Nikolaev, E.L. Leusheva // Journal of Mining Institute. – 2019. – 236. – PP. 194. https://doi.org/10.31897/pmi.2019.2.194.
14. Romasheva, N.; Dmitrieva, D. Energy Resources Exploitation in the Russian Arctic: Challenges and Prospects for the Sustainable Development of the Ecosystem. Energies 2021, 14, 8300. https://doi.org/10.3390/en14248300.
15. Shammazov, I.A.; Batyrov, A.M.; Sidorkin, D.I.; Van Nguyen, T. Study of the Effect of Cutting Frozen Soils on the Supports of Above-Ground Trunk Pipelines. Appl. Sci. 2023, 13, 3139. https://doi.org/10.3390/app13053139.
16. Tabatabaee Moradi, S.S. Development of spacer fluids and cement slurries compositions for lining of wells at high temperatures / Tabatabaee Moradi S.S., N.I. Nikolaev, T.N. Nikolaeva // Journal of Mining Institute. – 2020. – V. 242. – P. 174. https://doi.org/10.31897/pmi.2020.2.174.
17. Ахметов, А.А. Повышение эффективности и экологической безопасности эксплуатации и капитального ремонта газовых скважин: автореферат дис. доктора технических наук: 25.00.15, 25.00.
18. Бекетов Сергей Борисович, Евик Виктор Николаевич, Суковицын Владимир Александрович Особенности формирования каналов техногенных перетоков газа в заколонных пространствах скважин // ГИАБ. 2003. № 9. URL: https://cyberleninka.ru/article/n/osobennosti-formirovaniya-kanalov-tehnogennyh-peretokov-gaza-v-zak... (дата обращения: 28.05.2022).
19. В.С. Жуков, Ю.О. Кузьмин (2021) Экспериментальная оценка коэффициентов сжимаемости трещин и межзерновых пор коллектора нефти и газа. Записки Горного института. Том 251. С. 658–666. DOI: 10.31897/PMI.2021.5.5.
20. Васильева З.А. Моделирование процессов тепломассопереноса в системе «пласт–скважина–горные породы» с учетом фазовых превращений газовых гидратов, диссертация на соискание ученой степени доктора технических наук, 2021.
21. Васильева З.А. Предупреждение осложнений при бурении на основе анализа фазового состояния пород в призабойной зоне // Мат.VI межд. конф. «Наноявления при разработке месторождений углеводородного сырья: от наноминералогии и нанохимии к нанотехнологиям» / под ред. Хавкина А.Я. 2018. С. 241–246.
22. Васильева З.А. Техногенные выбросы углеводородов при вскрытии мерзлых и газогидратосодержащих пластов / З.А. Васильева, А.В. Родичкин// Актуальные проблемы нефти и газ. Вып. 4 (23). – 2018.
23. Васильева З.А., Джафаров Д.С. Режимы диссоциации газовых гидратов, сосуществующих с газом и водой в природных пластах // Газовая промышленность. 2010. № 12. – С. 24–26.
24. Васильева З.А., Ефимов С.И., Якушев В.С. Прогнозирование теплового взаимодействия нефтегазодобывающих скважин и многолетнемерзлых пород, содержащих метастабильные газогидраты Криосфера Земли. 2016. Т. 20. № 1. С. 65–69.
25. Воробьев А.Е., Малюков В.П. В 75 Газовые гидраты. Технологии воздействия на нетрадиционные углеводороды: Учеб. пособие. – 2-е изд., испр. и доп. – М.: РУДН, 2009. – 289 с.: ил.
26. Истомин В.А., Якушев В.С., Квон В.Г., Махонина Н.А., Чувилин Е.М. Эффект самоконсервации газовых гидратов – Газовая промышленность, спецвыпуск «Газовые гидраты», 2006, с. 36–46.
27. Истомин В.А., Якушев В.С., Квон В.Г., Долгаев С.И., Чувилин Е.М. Направления современных исследований газовых гидратов // Газохимия. – 2009. Том:1. – № 5. С. 56–63.
28. Курбанов Я.М., Черемисина Н.А. Анализ технических решений по предотвращению поступления пластовых флюидов в заколонное пространство скважины в период ожидания затвердевания цемента. Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. 2019;(5):64-71. https://doi.org/10.31660/0445-0108-2019-5-64-71.
29. Мандель А.Я. Совершенствование профилактики осложнений при бурении скважин на шельфе северных морей. Автореферат дис. кандидата технических наук: 25.00.15 / Уфим. гос. нефтяной техн. ун-т. – Уфа, 2002. – 24 с.
30. Нор А.В. Научное обоснование и развитие технико-технологических решений по предупреждению внезапных выбросов газа при бурении направленных скважин в криолитозоне: автореферат дис. кандидата технических наук: 25.00.15 / Нор Алексей Вячеславович; Ухтин. гос. техн. ун-т. – Ухта, 2008. – 25 с.
31. Федосеев С.М. Реликтовые газовые гидраты криолитозоны // ГИАБ. 2006. № 1. URL: https://cyberleninka.ru/article/n/reliktovye-gazovye-gidraty-kriolitozony (дата обращения: 02.03.2023).
32. Чистяков, В.К. Геотехнологические опасности при поисках, разведке и эксплуатации месторождений природных газовых гидратов // Геол. и полезн. ископаемые Миров. океана. – 2008. – № 3. – С. 103–112. – Библиогр.: 14 назв.
33. Якуцени В.П. Газогидраты – нетрадиционное газовое сырье, их образование, свойства, распространение и геологические ресурсы // Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2013. – Т. 8, № 4.
34. Якушев В.С. Формирование скоплений природного газа и газовых гидратов в криолитозоне: автореф. дис. д-ра геол.-минерал. наук / НИИ природных газов и газовых технологий. – М., 2009. – 47 с. – Библиогр.: с.41–47.
