CC BY
269
УДК В.П. Малюков, М.К. Хадзиев
622.276.5+
622.297.5 ОСОБЕННОСТИ РАЗРАБОТКИ БОВАНЕНКОВСКОГО НЕФТЕГАЗОВОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ НА ЯМАЛЕ. ЗАЩИТА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ
Проанализированы особенности разработки Бованенковского нефтегазового месторождения на Ямале в условиях многолетне-мерзлых пород. Рассмотрены проблемы: газотранспортной системы на полуострове Ямал, и, в частности, газопровод Бованенково -Байдарацкая губа; сооружения и эксплуатации скважин; дистанционного зондирования Земли при проведении геокриологического мониторинга; бурения скважин в многолетнемерзлых породах; конструкции эксплуатационной скважины.
Ключевые слова: многолетнемерзлые породы, конструкция скважины, аномальновысокое пластовое давление, магистральный газопровод, тепловое воздействие, газовые гидраты, теплоизолированные лифтовые трубы.
Бованенковское нефтегазоконденсатное месторождение (НГКМ) находится на полуострове Ямал в России и расположено в 40 км от побережья Карского моря, в нижнем течении рек Сё-Яха, Мордыяха и Надуй-Яха. Месторождение было открыто в 1971 г., получив свое название в честь советского геолога Вадима Бованенко. Близ месторождения находится поселок Бованенково.
Газ на Бованенковском месторождении содержит 90—98% метана, а также небольшое количество тяжелых углеводородов (1—4%), азота (3—6%) и двуокиси углерода (0,1—2%). В газовых залежах находится в растворенном состоянии легкая нефть.
Разработка месторождений на полуострове Ямал имеет принципиальное значение для обеспечения роста добычи газа. Промышленное освоение месторождений позволит довести добычу газа на полуострове и прилегающем шельфе к 2030 г. до 360 млрд м3 в год. В ближайшие десятилетия во многом именно за счет ямальского газа будут удовлетворяться потребности в России и за рубежом [3, 4].
ISSN 0236-1493. Горный информационно-аналитический бюллетень. 2016. № 11. С. 286-294. © 2016. В.П. Малюков, М.К. Хадзиев.
Бованенковская промышленная зона включает три базовых месторождения: Бованенковское, Харасавэйское и Крузенштерн-ское. Первоочередным объектом освоения на Ямале являются сеноман-аптские залежи Бованенковского месторождения.
В исследуемых отложениях распространена зона аномального высокого пластового давления (АВПД) (коэффициент аномальности изменяется от 1,6 до 2,0). Основными причинами распространения зоны АВПД на месторождении следует считать гидродинамически закрытый режим в литологически неоднородных и невыдержанных проницаемых пластах, поступление дополнительных флюидов из глубоких отложений (>5000 м) по тектоническим нарушениям древнего рифта, проходящего в районе месторождения.
Территория Бованенковского НГКМ характеризуется практически повсеместным распространением многолетнемерзлых пород, как в плане, так и в разрезе. Сплошность мерзлых толщ нарушается с поверхности несквозными таликами, а по разрезу — линзамикриопэгами и охлажденными грунтами. Криогенная толща в пределах месторождения имеет двухъярусное строение — с мерзлыми породами в верхнем ярусе и охлажденными породами в нижнем. Толщина криолитозоны колеблется от 150 м (под крупными озерами) до 320 м (на севере) в зависимости от геоморфологического уровня, состава, строения и свойств мерзлых грунтов. В разрезе южной (разбуриваемой) части Бованенковского НГКМ преобладают мощные эпигенетические толщи, повсеместно перекрытые сильнольдинисты-ми сингенетическими отложениями [1].
Создаваемая газотранспортная система на полуострове Ямал, и в частности газопровод Бованенково — Байдарацкая губа, представляет собой уникальное геотехническое сооружение, поскольку ни в России, ни за рубежом практически нет опыта строительства и эксплуатации магистральных газопроводов, проложенных на глубине 4—5 м в многолетнемерзлых породах (ММП) ниже слоя протаивания. На этом участке для исключения деформационных процессов в трубопроводе, связанных с влиянием геологической среды, газ круглогодично будет охлаждаться до отрицательных температур.
Наличие в геологическом разрезе Бованенковского НГКМ многолетнемерзлых пород мощностью до 400 м и температурой до минус 6 °С значительно осложняет сооружение и эксплуатацию скважин. Добыча газа может сопровождаться приустьевыми обвалами, потерей устойчивости верхней части крепи с
перекосом фонтанных арматур, смятием колонн и другими осложнениями. Одной из особенностей разработки, обустройства и транспорта на месторождениях Крайнего Севера являются осложнения, связанные с мерзлыми породами.
Мерзлые (криогенные) породы и массивы
Мерзлыми (криогенными) называются горные породы, имеющие отрицательную температуру, в которых хотя бы часть по-ровой влаги превращена в лед, цементирующий минеральные частицы. Мерзлые породы распространены в областях многолетней (вечной) мерзлоты, которые занимают 25% суши Земли и более половины территории России. Нижняя граница вечно-мерзлых пород в районах высоких широт азиатской части России проникает до глубины 800—1000 м. Сезонно-мерзлые породы занимают еще более значительную территорию, но глубина их промерзания не велика и зависит от континентальности климата, тепловых свойств пород, строения массива и других факторов [7].
Влага практически всегда присутствует в горных породах. В зависимости от состояния различают следующие виды воды, влияющие на процесс замораживания: физически связанная; капиллярная; свободная. Фазовый переход воды в кристаллическое состояние оказывается растянутым в значительном интервале температур. При этом мерзлые породы в условиях естественного залегания, когда их температура не опускается ниже (-30)—(-40 °С), всегда содержит некоторое количество не замерзшей (как правило, физически связанной) воды.
Свойства мерзлых пород существенно зависят от их исходного состояния. При этом обычно выделяют монолитные и раз-дельнозернистые (разрушенные) мерзлые породы. Мерзлые породы как сложные гетерогенные образования характеризуются большим разнообразием и изменчивостью свойств. Выделяют следующие особенности изменения свойств мерзлых пород:
• во всех случаях плотность горных пород при замораживании уменьшается, потому что объем льда на 9% больше объема того же количества воды;
• особенно заметно изменяется прочность влажных раз-дельнозернистых пород в области отрицательных температур.
Отмечается различие изменения прочности раздельнозер-нистых и скальных пород при замораживании [2, 4].
Важной характеристикой является морозостойкость горных пород, т.е. их сопротивляемость разупрочнению под воздействием циклического оттаивания и замерзания. Коэффициент
морозостойкости принимается равным отношению прочности породы после 25 циклов замораживания и оттаивания к прочности исходной водонасыщенной горной породы при положительных температурах. Горная порода считается морозостойкой, если коэффициент морозостойкости kы > 0,75.
Существенно меняется характер деформирования горных пород при замораживании.
Замерзание воды сопровождается скачкообразным изменением тепловых и электромагнитных свойств пород. В общем случае наблюдается возрастание теплопроводности, поскольку при кристаллизации воды теплопроводность скачком увеличивается в 4 раза. Напротив, теплоемкость льда в 2 раза меньше, чем жидкой воды, поэтому при замораживании пород их теплоемкость скачком уменьшается.
Оценка теплового воздействия (например, температурного режима скважины) на ММП необходима, поскольку для режима эксплуатации с учетом фазовых переходов и климатических особенностей региона это позволяет получить размеры области возможного оттаивания вокруг скважины. ММП включают в себя два слоя вмещающего массива: 1-й слой до границы сезонных колебаний, 2-й слой — нижележащий массив с определенным геотермическим градиентом.
Проведенные исследования показали высокую перспективность использования данных дистанционного зондирования Земли, как для фонового, так и для объектного геокриологического мониторинга труднодоступных районов криолитозоны. В настоящее время стали доступны космические снимки высокого и сверхвысокого (субметрового) пространственного разрешения. Эти данные позволяют проводить крупномасштабное районирование современных геокреологических условий на трассах газопровода и характеризовать динамику криогенных процессов без дорогостоящей воздушной съемки [5].
Геокриологическое районирование выявляет криогенные явления (бугры пучения, термокарстовые западины, песчаные раздувы, сплывы грунта, полигонально-жильный рельеф) и современные экзогенные процессы природного и техногенного происхождения, включая термоэрозию, термоабразию, спуск озер, наледи, дифляцию, термокарст, заболачивание.
Бурение в многолетнемерзлых породах
ММП занимают 65% территории России. Возраст их соответствует верхнему плиоцену (1,8—2,4 млн лет). Здесь добы-
вается 93% природного газа и 75% нефти, что составляет 70% экспорта. Средняя толщина мерзлых пород в этих зонах изменяется в пределах от 10 до 800 м. В мерзлых породах (нельдона-сыщенных) содержатся твердые (минеральные и органические частицы и лед), жидкая (незамерзшая вода с растворенными в ней веществами) и газообразные (воздух, пары воды и газы различного происхождения и состава). Интервал залегания ММП входит в интервал криолитозоны (верхние слои земной коры с отрицательной температурой почв и горных пород с наличием подземных льдов). ММП чувствительны к различного рода техногенным воздействиям, которые ведут к растеплению мерзлых пород. Ввиду наличия криопэгов, газообразований в интервале залегания мерзлых пород, бурение под направление и кондуктор ведется на утяжеленном растворе плотностью 1430 кг/м3.
Растепление мерзлых пород и связанные с этим осложнения при бурении могут быть предупреждены или устранены за счет соответствующего регулирования температуры нагнетаемого в скважину сжатого воздуха. Поэтому при разработке параметров процесса продувки скважин, буримых в многолетней мерзлоте, вместе с определением расхода и давления сжатого воздуха следует определять необходимую степень его охлаждения. Учитывая энергоемкость искусственного охлаждения воздуха, которая резко возрастает с увеличением глубины охлаждения, необходимым и достаточным следует считать такое охлаждение воздуха на поверхности, при котором в кольцевом пространстве призабойной зоны скважины температура воздуха в процессе бурения не превысит 0 градусов Цельсия, при условии, что воздух будет в достаточной степени осушен. Это создает условия для предупреждения растепления мерзлоты как призабойной части, так и по всей скважине, а также для сохранения керна.
Для дополнительного охлаждения и осушения воздуха в летнее время используется скважинные влагоотделители.
Наибольшие и продолжительные газопроявления, представляющие высокий геологический риск при строительстве скважин на Бованенковском НГКМ, могут быть приурочены к песчаным прослоям, содержащим газогидраты. По данным исследований значительную опасность при разбуривании верхней части разреза представляют гидратонасыщенные пласты в интервале от 20—30 до 250—270 м (палеоцен и ганькинская свита), а также подстилающие их водонасыщенные пласты (ганькинская и березовская свиты), содержащие значительное количество растворенного газа [6].
Возможные осложнения на скважинах Бованенковского
НГКМ в многолетнемерзлых породах
В настоящее время предусматривается следующие конструкции эксплуатационной колонны Бованенковского нефтегазо-конденсатного месторождения (таблица).
Отличительной особенностью и инновацией в системе магистральных газопроводов «Бованенково—Ухта» является рабочее давление — 11,8 МПа, которое впервые стало использоваться для сухопутных газопроводов. Применение повышенного давления позволило сократить количество ниток и снизить ме-
Конструкция эксплуатационной скважины Бованенковского НГКМ
Колонна Диаметр колонны, мм Диаметр долота, мм Интервал спуска, м Возможные осложнения
Направление 426 490 0-120 Размывы и обвалы стенок скважины в интервалах залегания рыхлых песков и гравия, частичное поглощение раствора в выскопроницаемых рыхлых породах, кавернообразование, растепление ММП
Кондуктор 324 393,7 0-450 Возможно сужения ствола, газопроявления, осыпи и обвалы стенок скважины в интервалах залегания глинистых пород, высокая наработка раствора при разбуривании активных глин с неконтролируемым ростом реологических характеристик бурового раствора, кавернообра-зование, частичные поглощения раствора в высокопроницаемых породах, сальникообразование
Техническая 245 295,3 0-750 (778) Обвалы стенок скважины, кавернообразование, сальнико-образование, затяжки и посадки инструмента в интервалах залегания активных глин, поглощения, прихваты, газопроявления.
Эксплуатационный хвостик 168 215,9 680-1460 (7001737) Прихваты инструмента, водо-проявления, сальникообразова-ния, кавернообразования, поглощение раствора, газопроявления
таллоемкость газопровода. Строительство магистральных газопроводов ведется из высокопрочных труб диаметром 1420 мм из стали марки К65 (Х80) с внутренним гладкостным покрытием. Такие трубы делают только в России — их производство освоено специально по заказу «Газпрома».
Использование конструкций скважин с теплоизолированными лифтовыми трубами (ТЛТ) помогает предотвратить осложнения.
В настоящее время для повышения надежности эксплуатации скважин, пробуренных в многолетнемерзлых породах, например, ООО «Газпром ВНИИГАЗ» предлагает теплоизолированную колонну следующей конструкции (рисунок).
Применение ТЛТ обеспечит надежную сохранность устья и околоствольного пространства в процессе всего цикла строительства и эксплуатации [1, 2].
В настоящее время практически на всех пробуренных скважинах Бованенковского месторождения отмечаются межколонные газопроявления от 1,0 до 6,5 МПа. Эти давления ниже,
чем отмечаемые в свое время при эксплуатации скважин на Медвежьем, Уренгойском и Ямбургском месторождениях и доходивших до 9,0 МПа. Тем не менее, даже при таких значениях межколонных давлений особых осложнений в работе скважин отмечено не было. По причине высоких межколонных давлений на этих месторождениях также не наблюдалось возникновение аварийных ситуаций, тем более открытых газовых фонтанов.
После ввода Бованенковского нефтегазоконденсатного месторождения в эксплуатацию будет действовать необходимый минимум — 93 скважины, 12 кустов, УКПГ и одна очередь ДКС. Проектная мощность месторождения — до 140 млрд м3 газа в год. На проектную мощность месторождение планируется вывести в 2017 г.
Теплоизолированная колонна: 1 — несущая труба, 2 — теплоизоляция, 3 — кожух, 4 — геттер, 5 —патрубок, 6—муфта,7—муфтовый вкладыш, 8 — втулка, 9 — вакуумный клапан, 10 — цементирующее кольцо
Запасы месторождения оцениваются в 4,9 трлн м3 природного газа. Среднее содержание конденсата в пластовом газе составляет 2,5 г/м3. Бованенковское месторождение по запасам природного газа входит в тройку самых крупных месторождений в России (после Уренгоя и Ямбурга) и пятерку - в мире.
Бережное отношение ОАО «Газпрома» к уникальной природе Ямала выразилось, в первую очередь, в существенном уменьшении площади, занимаемой технологическими объектами. Также применены парожидкостные термостабилизаторы для поддержания грунта в замороженном состоянии, а для добычных скважин - специально разработанные теплоизолированные трубы [6].
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Воробьев А. Е., Зарума Мартин Торреc. Анализ инновационных методов уменьшения песко- и водопритока при разработке обводненных месторождений нефти Эквадора // Экспозиция. Нефть. Газ. - 2014. -№ 1 (33). - С. 38-40.
2. Воробьев А. Е., Малюков В. П., Хотченков Е. В. Разработка критериев системного нормирования территорий нефтепромыслов Севера России // Актуальные проблемы экологии и природопользования. Сборник научных трудов. Вып. 4, Ч. 1. - М.: Изд-во РУДН, 2004. -С. 225-228.
3. Воробьев А. Е., Чекушина Е. В. Скважинно-паровая технология разработки высоковязких нефтей Ярегского месторождения / Материалы II Международного симпозиума «Геотехнология: скважинные способы освоения месторождений полезных ископаемых». - М.: Изд-во РУДН, 2005. - С. 19-21.
4. Воробьев А. Е., Малюков В. П., Хачаева О. А. Разработка технологий предупреждения гидратообразований / Материалы VI Международной конференции «Ресурсовоспроизводящие, малоотходные и природоохранные технологии освоения недр». - М.: Изд-во РУДН,
2007. - С. 176-179.
5. Воробьев А.Е., Малюков В.П., Кельбедина Т.В. Совершенствование термошахтной разработки Ярегского месторождения высоковязкой нефти / Материалы VII Международной конференции «Ресур-совоспроизводящие, малоотходные и природоохранные технологии освоения недр», Москва-Ереван, 2008. - М.: РУДН, 2008. - С. 96-98.
6. Воробьев А. Е., Малюков В. П., Конотопченко Т. С. Применение метода внутрипластового горения для совместной разработки нетрадиционных углеводородов / Материалы VII Международной конференции «Ресурсовоспроизводящие, малоотходные и природоохранные технологии освоения недр», Москва-Ереван, 2008. - М.: РУДН,
2008. - С. 99-100.
7. Воробьев А. Е., Джимиева Р. Б. Обоснование инновационных технологий шахтной разработки месторождений сланца и высоковязкой нефти. - Владикавказ: СКГТУ, 2008. - 114 с. ЕШ
КОРОТКО ОБ АВТОРАХ
Малюков Валерий Павлович1 - кандидат технических наук, доцент, e-mail: [email protected],
Хадзиев М.К} - магистр, e-mail: [email protected], 1 Российский университет дружбы народов.
Gornyy informatsionno-analiticheskiy byulleten'. 2016. No. 11, pp. 286-294. V.P. Malyukov, M.K. Khadziev FEATURES OF THE DEVELOPMENT BOVANENKOVSKOE OIL AND GAS FIELD ON YAMAL. PROTECTION OF ENVIRONMENT
The features of the development of the Bovanenkovo oil and gas field on the Yamal in the conditions of permafrost. The problems: the gas transport system on the Yamal, the gas pipeline system Bovanenkovo - Baidarata Bay; construction and operation of wells; Earth remote sensing during geocryological monitoring; drilling of wells in permafrost rocks; construction of the production strings.
Key words: permafrost rocks, well structure, main gas pipeline, thermal effect, gas hydrate, insulated lift pipe.
AUTHORS
Malyukov V.P.1, Candidate of Technical Sciences, Assistant Professor, e-mail: [email protected],
Khadziev M.K}, Magister, e-mail: [email protected], 1 Peoples' Friendship University of Russia, 113093, Moscow, Russia.
REFERENCES
1. Vorob'ev A. E., Zaruma Martin Torrec. Ekspozitsiya. Neft'. Gaz. 2014, no 1 (33), pp. 38—40.
2. Vorob'ev A. E., Malyukov V. P., Khotchenkov E. V. Aktual'nye problemy ekologii i prirodopol'zovaniya. Sbornik nauchnykh trudov. Vyp. 4, Ch. 1 (Topical challenges in ecology and nature management. Collection of scientific papers, issue 4, part 1), Moscow, Izd-vo RUDN, 2004, pp. 225-228.
3. Vorob'ev A. E., Chekushina E. V. Materialy II Mezhdunarodnogo simpoziuma «Ge-otekhnologiya: skvazhinnye sposoby osvoeniya mestorozhdeniy poleznykh iskopaemykh» (Geo-technology: Downhole Methods of Mineral Mining: II International Symposium Proceedings), Moscow, Izd-vo RUDN, 2005, pp. 19-21.
4. Vorob'ev A. E., Malyukov V. P., Khachaeva O. A. Materialy VI Mezhdunarodnoy kon-ferentsii «Resursovosproizvodyashchie, malootkhodnye i prirodookhrannye tekhnologii osvoeniya nedr» (Resource-Reproducing, Low-Waste and Nature-Oriented Mineral Mining Technologies: VI International Conference Proceedings), Moscow, Izd-vo RUDN, 2007, pp. 176-179.
5. Vorob'ev A. E., Malyukov V. P., Kel'bedina T. V. Materialy VIIMezhdunarodnoy kon-ferentsii «Resursovosproizvodyashchie, malootkhodnye iprirodookhrannye tekhnologii osvoeniya nedr», Moskva-Erevan, 2008 (Resource-Reproducing, Low-Waste and Nature-Oriented Mineral Mining Technologies: VII International Conference Proceedings, Moscow-Yerevan, 2008), Moscow, Izd-vo RUDN, 2008, pp. 96-98.
6. Vorob'ev A. E., Malyukov V. P., Konotopchenko T. S. Materialy VIIMezhdunarodnoy konferentsii «Resursovosproizvodyashchie, malootkhodnye i prirodookhrannye tekhnologii osvoeniya nedr», Moskva-Erevan, 2008 (Resource-Reproducing, Low-Waste and Nature-Oriented Mineral Mining Technologies: VII International Conference Proceedings, Moscow-Yerevan, 2008), Moscow, Izd-vo RUDN, 2008, pp. 99-100.
7. Vorob'ev A. E., Dzhimieva R. B. Obosnovanie innovatsionnykh tekhnologiy shakhtnoy razrabotki mestorozhdeniy slantsa i vysokovyazkoy nefti (Justification innovation mine mining oil shale and heavy vicosity oil), Vladikavkaz, SKGTU, 2008, 114 p.
UDC 622.276.5+ 622.297.5
