Природно-техногенные осложнения при освоении месторождений углеводородов Арктического шельфа и подводном транспорте газа
В.М. МАКСИМОВ,
д.т.н. профессор, заместитель директора по научной работе, заслуженный деятель науки РФ
vmaks@ipng.ru
М.К. ТУПЫСЕВ,
к.т.н., старший научный сотрудник
Л.Г. КУЛЬПИН,
д.т.н., профессор, главный научный сотрудник
С.М. ПРОНЮШКИНА,
младший научный сотрудник
Институт проблем нефти и газа РАН (ИПНГ РАН)
Дается количественная оценка возможных просадок дна моря при разработке месторождений шельфа Арктики и мероприятий по минимизации последствий. Рассмотрены факторы риска и потенциальная опасность при эксплуатации морского участка газопровода, в случае отказа в его работе.
NATURAL AND TECHNOLOGY HAZARDS DURING
THE HYDROCARBON FIELD DEVELOPING OF THE ARCTIC SHELF
AND THE UNDERWATER GAS TRANSPORTATION
V. MAKSIMOV, M. TUPYSEV, L. KULPIN, S. PRONYUSHKINA, OGRI RAS
The quantitative assessment of the sea bottom lowing during the field arctic shelf development and technical measures to consequences minimization is given. The risk factors and the potential danger consequently a breakdown of the marine gas pipeline are considered and calculated.
Key words: technogenic complications, deformation, subsidence of the seabed, subsea transport of gas
Наметившаяся в последние годы устойчивая тенденция падения уровней добычи нефти и газа в традиционных районах мира на суше привлекла пристальное внимание к перспективам промышленного освоения месторождений континентального шельфа. Особые надежды возлагаются на шельф Арктики (рис. 1), который многими исследователями рассматривается как основной крупный резерв добычи углеводородов в мире.
Спецификой освоения месторождений в условиях арктического шельфа являются проблемы безопасности их эксплуатации в качестве природно-техногенных морских объектов. Мировой опыт разведочных и эксплуатационных работ по освоению ряда нефтегазоносных месторождений Северного моря, арктического шельфа Канады и Аляски свидетельствует о различных, иногда неожиданных и непредвиденных трудностях, которые могут возникнуть в ходе проведения этих работ Попытки приступить к строительству нефтегазопромыс-ловых сооружений без предварительного изучения и детальной оценки инженерно-геологических условий, без необходимой организационной, методической и технической подготовки приводили к серьезным авариям и неполадкам, неудачам, дополнительным затратам средств и времени.
Спецификой освоения месторождений в условиях арктического шельфа являются проблемы безопасности их эксплуатации в качестве природно-техногенных морских объектов.
Наряду с известными трудными природными условиями морской добычи углеводородов дополнительные осложнения вносят техногенные явления. Рассмотрим некоторые возможные проявления техно-генности.
1. ТЕХНОГЕННЫЕ ДЕФОРМАЦИОННЫЕ ПРОЦЕССЫ ПРИ РАЗРАБОТКЕ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ
В последние годы все больше внимания уделяется последствиям разработки нефтегазовых месторождений. Этому способствует значительный накопленный опыт разработки месторождений углеводородов, повышающиеся требования к охране недр и окружающей среды, особенно при разработке месторождений с агрессивными компонентами в составе пластовых флюидов, а также имеющиеся негативные последствия применяемых подходов к разработке нефтегазовых месторождений:
- различные виды смятия и слома обсадных колонн эксплуатационных скважин с выходом их из строя [1, 2];
- межпластовые перетоки пластовых флюидов, иногда с загрязнением водоносных горизонтов питьевой воды, выходом пластовых флюидов на поверхность [2];
- осадка земной поверхности над разрабатываемыми месторождениями, сопровождаемая иногда техногенными землетрясениями [3, 4].
Учитывая значительные материальные затраты на ликвидацию или возмещение этих негативных последствий, некоторые из которых носят необратимый характер, исследование техногенных процессов, происходящих при разработке нефтегазовых месторождений, имеет весьма актуальное значение. Умение
Учитывая
значительные
материальные
затраты на
ликвидацию или
возмещение
негативных
последствий,
исследование
техногенных
процессов,
происходящих
при разработке
нефтегазовых
месторождений,
имеет весьма
актуальное
значение.
Месторождения ч Нефтяные - [азонефтяные
■ Газовые [азоконденсатные
.. Нефтегазоконденсатные Площади Введенные в бурение
■ выведенные из бурения
Структуры = Открытые № Выявленные Подготовленные
Аномалии типа: «Риф»
■ «Залеж»
■ Предполагаемые ловушки неактиклинального типа
* Меторождения открытые ' ОАО «Газпром»
предсказывать ход их развития позволит еще на стадии проектирования разработки месторождений вносить необходимые коррективы в проектные показатели.
1.1. Механизм деформационных процессов
На динамику техногенных деформационных процессов оказывают влияние главным образом следующие факторы:
1) размеры и форма залежи;
2) коллекторские и петрофизические свойства коллекторов и окружающих их пластов;
3) активность окружающей водоносной системы;
4) амплитуда снижения пластового давления во времени и по площади залежи.
Рассматривая все эти факторы, видим, что первые три являются объективными, и влиять на динамику техногенных деформационных процессов во время разработки залежи мы можем только через четвертый фактор - путем изменения числа эксплуатационных скважин, их дебита и размещения по площади залежи. Данное обстоятельство должно учитываться при рассмотрении различных вариантов разработки залежи и при выборе оптимального из них не только с точки зрения оптимизации добычи пластового флюида, но и минимизации потерь, последствий из-за техногенеза.
Как отмечалось выше, по мере снижения начального пластового давления в продуктивных пластах растет эффективное напряжение, под действием которого деформируется (сжимается) скелет горных пород флюидоотдающих пластов и опускается вся толща горных пород выше продуктивной залежи. Однако, поскольку эта толща имеет какие-то определенные прочностные свойства в зависимости от ее литологи-ческого состава и глубины залегания месторождения, то деформация флюидоотдающих пластов и опускание дна моря над месторождением начинаются при достижении радиуса зоны снижения начального пластового давления (зоны возмущения) некоторой критической величины. Проследим динамику развития этих деформационных процессов на примере работы двух соседних скважин (рис. 2). При пуске скважин в эксплуатацию
Рис. 1. Арктический шельф. Карта выявленных структур и месторождений
пропорционально времени их работы растут размеры областей, дренируемые ими. Допустим, что критический радиус (гк), то есть несущая способность вышележащих горных пород, несколько меньше половины расстояния между скважинами ^с). До момента смыкания депрессионных воронок, например, на момент времени I, (рис. 2а) при достижении размеров зоны возмущения Rc = гк происходит опускание кровли пласта и дна моря в зоне возмущения, а массив горных пород выше продуктивного пласта между скважинами в невозмущенной части держится на зонах с первоначальным пластовым давлением, которые будем называть опорными зонами. Размеры этих опорных зон по мере роста размеров областей дренирования скважин уменьшаются, происходит как бы их подтачивание.
При смыкании областей дренирования (момент времени ^ на рис. 2) опорная зона между скважинами пропадает, начинается опускание кровли продуктивного пласта и дневной поверхности между скважинами, при этом две области дренирования с размерами 2RC моментально превращаются в одну с размерами 4RC.
Рассмотрим теперь динамику напряжений в кровле и подошве массива горных пород над продуктивным пластом.
До момента смыкания областей дренирования скважин при времени работы скважин более указанный массив горных пород в районе каждой скважины имеет тенденцию к прогибанию, поэтому в центре кровли его (около устья скважин) будут расти сжимающие касательные напряжения, которые будем считать отрицательными (рис. 2б), а на периферии кровли под границами областей дренирования растут растягивающие касательные напряжения, которые считаем положительными (рис. 2б). В подошве рассматриваемого массива горных пород касательные напряжения имеют противоположный характер (рис. 2б).
При смыкании областей дренирования начинается опускание массива горных пород над продуктивным пластом между скважинами, поэтому в центре кровли его, там, где до момента времени ^ росли растягивающие
а тм^ V1- г «г ¿V», ¿Л ■, > J »А ¿Л
3 Опорная зона г1 „ ■ ^ , г ■ У г
б ■. Кровля" ■ . ' . ■
Подошва
М-. I ^ '
^ВЙК-ГШЛХЕГЕ^
Рис. 2. Схема развития деформационных процессов при отборе пластового флюида (а) и изменения напряжений в массиве горных пород над продуктивным пластом (б)
напряжения, появляются сжимающие касательные напряжения, которые увеличиваются по мере роста амплитуды осадки земной поверхности. Аналогичным образом в центре подошвы горных пород над продуктивным пластом также меняется знак касательных напряжений. Таким образом, в области исчезнувшей опорной зоны происходит скачкообразное изменение направления касательных напряжений в кровле и подошве массива горных пород над продуктивным пластом, что является, на наш взгляд, одной из причин сейсмопроявлений при разработке месторождений пластовых флюидов.
Ускорению процесса смыкания областей дренирования и ликвидации опорных зон между скважинами могут служить дополнительные эксплуатационные скважины, сооружаемые и вводимые в эксплуатацию при сгущении первоначальной сетки скважин,
Амплитудность этих сейсмопроявлений зависит от накопленной энергии. В нашем случае данная энергия пропорциональна снижению начального пластового давления в области дренирования продуктивного пласта скважинами (т.е. глубине депрессионных воронок) и размерам этих зон, т.е. размерам вовлекаемых в движение горных масс.
Все перечисленные выше негативные последствия могут иметь место и при работе отдельных скважин или куста скважин, когда при их эксплуатации или исследовании создаются большие депрессионные воронки и, как следствие, значительные
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.