Катастрофа Кумжи

Disaster of Kumzha field

V. BOGOYAVLENSKY, Oil and gas research institute Russian academy of sciences (OGRI RAS), V. BOICHUK, PGO «Arkhangelskgeologia», S. PEREKALIN, Nauchno-proizvodstvennaya firma «GeLA» LLC, I. BOGOYAVLENSKY, T. KARGINA, Oil and gas research institute Russian academy of sciences (OGRI RAS)

Рассмотрены особенности геологического строения Кумжинского газоконденсатного месторождения и причины возникновения аварийной ситуации в 1980 г., переросшей в катастрофу с тяжелыми многолетними последствиями для экосистемы Арктики. В хронологической последовательности показаны и проанализированы различные стадии и результаты ликвидации выбросов газа и конденсата, включая применение подземного атомного взрыва. На основе данных экспедиционных работ и дистанционного зондирования из космоса доказано, что эмиссия углеводородов продолжается в настоящее время. Сделаны рекомендации по предотвращению подобных катастрофических ситуаций в будущем.

The peculiarities of the geological structure of Kumzhinskoye gas condensate field (Kumzha Field) and causes of the emergency in 1980 that developed into disaster with severe longstanding consequences for the Arctic ecosystem are shown in the paper. Various stages and results of the elimination of gas and condensate emissions including the use of underground nuclear explosion are displayed and analyzed in chronological order. Based on the field work and remote sensing data it is proved, that these emissions are still going. Recommendations are made to prevent such catastrophic situations in the future.

Особенности геологического строения Кумжинского ГКМ

Кумжинское газоконденсатное месторождение (ГКМ) расположено в Арктической зоне Российской Федерации в дельте реки Печора, впадающей в Коровинскую и Печорскую губы Печорского моря (рис. 1). В геологическом плане оно приурочено к крупной асимметричной брахиантиклинальной складке северо-западной ориентации на протяженном Шапкино-Юрьяхинском валу в северной части Тимано-Печорского нефтегазоносного бассейна. Размеры структуры по продуктивному карбонатному комплексу верхне- и среднекаменноугольного возраста по замкнутой изогипсе газоводяного контакта (ГВК) – 2431 м составляют около 26х5,2 км, площадь – 122,7 км2, а амплитуда – около 185 м [1]. Северная оконечность структуры находится в акваториальной части Коровинской губы.
Кумжинское ГКМ открыто в сентябре 1974 г. поисковой скважиной № 1 (в дальнейшем будем называть скважины этого месторождения с использованием литеры «К») с забоем 3003 м в отложениях верхнего девона (фаменский ярус), пробуренной Нарьян-Марской нефтегазоразведочной экспедицией (НМ НГРЭ) Архангельского производственного геологического объединения (ПГО «Архангельскгеология») Мингео РСФСР в период 16 марта – 7 сентября 1974 г. В период 1974 – 1987 гг. на месторождении пробурены: 21 поисково-разведочная скважина (№№ 1 – 21), 3 структурно-поисковые (№№ 133, 134 и 135) и 4 специального назначения (№№ 25, 26, 27 и 27-бис). Самая глубокая скважина К-8 (забой 4505 м) вскрыла отложения силура.
Основная газоконденсатная залежь массивного типа, приуроченная к карбонатным отложениям среднего и верхнего карбона, содержит около 97 % общих запасов газа. Кроме того, газоносны три пермских карбонатных и один нижнетриасовый терригенные горизонты с малоамплитудными (5 – 20 м) залежами. Залежи углеводородов (УВ) расположены на глубинах 1480 – 2450 м. По данным ГКЗ, в 1980 г. учтены запасы категорий С1+2 в размере 104,5 млрд м3 газа и около 5,5 млн т конденсата (извлекаемые около 4 млн т). Газ основной залежи содержит 89,5 – 91,2 % метана, 1,5 – 1,7 % этана, 0,51 – 0,75 % пропана, 3,5 – 5,2 % азота, 2,7 – 3,5 % углекислого газа, до 0,1 % сероводорода. Содержание конденсата 52 г/м3, а его плотность – 0,72 г/см3. Дебиты газа в скважине К-16 достигали – 1,25 млн м3/сут (штуцер 22 мм), в скважине К-12 – 1,58 млн м3/сут (штуцер 32 мм). В скважине К-134 (забой 1900 м в нижней перми) из отложений пермо-триаса получен незначительный приток нефти. Пластовые давления превышают гидростатическое на 16 – 21 %.
В ноябре 1980 г. в северной части месторождения, расположенной вблизи от акватории Коровинской губы, произошло одно из самых драматических событий в истории освоения ресурсов УВ Арктики – мощный неконтролируемый выброс газоконденсатной смеси (ГКС) по заколонному и межколонному пространствам (ЗКП и МКП) скважины К-9, продолжавшийся шесть с половиной лет (2332 суток). Последствия экологической катастрофы до сих пор не преодолены, грифонообразование с выбросом УВ продолжается в настоящее время и идет уже 36 лет.

Хронология возникновения и преодоления катастрофы

Для вскрытия северного сводового поднятия Кумжинского ГКМ, расположенного под заболоченной местностью, НМ НГРЭ было принято решение пробурить наклонно-направленную разведочную скважину К-9 из устья, расположенного на возвышенности левого берега протоки Малый Гусинец (рукав реки Печоры) на удалении 3 км от Коровинской губы. Рядом с ней на берегу расположены пробуренные в 1975 – 1979 гг. скважины К-5 и К-10 с одной стороны (удалены от К-9, соответственно, на 50 и 150 м) и К-134 с другой стороны (180 м) (рис. 2). Бурение скважины К-9 началось 26 сентября 1978 г. и завершилось 1 июля 1980 г. с забоем 2859 м (согласно инклинометрии последняя точка замера 2815 м) в отложениях нижнего карбона. По данным инклинометрии, вертикальная глубина составила 2456,6 м, горизонтальное отклонение в северо-западном направлении – 1228,6 м. Максимальное значение зенитного угла ствола скважины К-9 (39 0) зафиксировано на глубине 1660 м.

В ноябре 1980 г. в северной части месторождения, расположенной вблизи от акватории Печорского моря, произошло одно из самых драматических событий в истории освоения ресурсов УВ Арктики – мощный неконтролируемый выброс газоконденсатной смеси по заколонному и межколонному пространствам скважины К–9, продолжавшийся шесть с половиной лет. Последствия экологической катастрофы до сих пор не преодолены, грифонообразование и эмиссия УВ продолжается в настоящее время и идет уже 36 лет.

6 ноября 1980 г. в скважине К-9 провели перфорацию в призабойной зоне, после чего спустили колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) на глубину 2678 м. Во время первого испытания со штуцером (диафрагмой) 19,5 мм был получен фонтан газоконденсатной смеси (ГКС) дебитом 807 тыс. м3/сут. При этом была нарушена «Инст­рукция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин» (утверждена Мингазпромом СССР 14.06.1979), требующая проводить испытания первоначально со штуцерами малого диаметра, постепенно увеличивая их размер [2]. 27 ноября было выявлено давление в МКП кондуктора диаметром 324 мм, спущенного до глубины 157 м, и обсадных труб диаметрами 245 и 140 мм. Закачивание раствора хлористого кальция показало негерметичность эксплуатационной колонны в интервале 39 – 310 м и обрыв НКТ на глубине 310 м. 28 ноября приоткрыли межколонную задвижку и из МКП стали стравливать газ дебитом до 400 тыс. м3/сут, который подожгли, а через несколько часов пришлось сбрасывать горящую ГКС через все три отвода. При этом около устья началось грифонообразование с фонтанированием из ЗКП газоконденсата, хлористого кальция, грязи и цемента. Пришлось вызвать горноспасателей из Ухтинского военизированного отряда. По разным данным общий аварийный дебит газа был оценен в 1,5 – 2,6 млн м3/сут [3], а конденсата – свыше 100 т/сут. 12 января около скважины К-9 за счет слияния нескольких грифонов образовался единый мощный грифон. Длительные и сложные работы в январе–апреле 1981 г. по подъему НКТ, натаскиванию обвязки двух превенторов и крестовин с задвижками не увенчались успехом.
Для остановки фонтана на уровне ЦК КПСС и Совета Министров СССР было принято решение о применении подземного взрыва ядерного заряда «Пирит» в специальной наклонной скважине К-25 с забоем 1530 м. До 1981 г. атомные взрывы применялись для гашения фонтанов четырежды, три раза успешно (на скважинах Урта-Булак-11 в Узбекистане в 1966 г., Памук-2 в 1968 г. и Майское-14 в Туркмении в 1972 г.) и один раз неудачно (Западно-Крестищенское ГКМ в Украине в 1972 г.).
Бурение скважины К-25 началось в 600 м к северо-западу от устья скважины К-9 в первой половине марта 1981 г., при этом ее устье разместили над расчетным положением ствола К-9 (рис. 2). 25 мая 1981 г. в глинистых отложениях чаркабожской свиты нижнего триаса на глубине 1470 м от поверхности земли (1510 м по стволу скважины) был взорван ядерный заряд «Пирит» мощностью 37,6 килотонны – пятый атомный взрыв для гашения газовых факелов. По данным радиационных исследований, выход радионуклидов на поверхность земли после взрыва и в дальнейшем не наблюдался. По обнародованной информации ЗАО «СН Инвест» (Группа «Аллтек»), согласующейся с расчетными данными [4], взрыв сформировал подземную полость радиусом 35 м, возникли зоны дробления радиусом 105 м и трещинообразования радиусом 261 м [5]. Кроме того, произошло обрушение столба породы высотой 182 м.
В результате взрыва атомного заряда катастрофический выброс ГКС на устье К-9 приостановился, пожар погас и фонтаны газа около скважин К-5, К-10 и К-134 сократились. Однако на следующий день газ вновь стал выходить на поверхность земли, формируя грифоны около скважин. Стало ясно, что атомный взрыв не решил поставленную задачу. Поверхность воды, побережье протоки Малый Гусинец и Коровинской губы были загрязнены жидкими УВ, при этом существенно пострадала ихтиофауна.
Атомный взрыв вызвал значительное техногенное землетрясение магнитудой около 5,4, зарегистрированное многими сейсмостанциями мира. Известен факт, что землетрясения приводят к активизации ранее пассивных разломов и систем субвертикальных трещин, что приводит к увеличению активности вертикальной миграции газа и его выделению в виде сипов [6]. В связи с этим можно ожидать, что произведенный атомный взрыв дополнительно способствовал формированию и подпитке техногенных залежей ГКС и появлению сипов на значительных удалениях от аварийной площади.
Для ограничения попадания УВ в реку вокруг зоны проседания в июне 1981 г. начался завоз песчано-гравийной смеси (ПГС) и строительство дамбы вокруг грифонообразующих скважин. Строительство дамбы оказалось крайне трудоемким процессом, так как ПГС возилась баржами Печорского речного пароходства из района г. Печора, удаленного от аварийной площади на расстояние 760 км. При этом буксиры доставляли по две тысячетонные баржи, которые разгружались плавкраном-грейфером (рис. 3). Протока Малый Гусинец шириной около 120 м была перекрыта двумя плотинами, расположенными относительно аварийной площади выше и ниже по течению (рис. 2 и 4). Кроме того, по всему периметру аварийной площади с максимальными размерами 595х310 м была отсыпана дамба, высота которой меняется от 1 – 2 до 4 – 6 м. Площадь территории, ограниченной дамбой по внеш­нему контуру, составляет 120 тыс. м2, а замкнутых водоемов над большими и малым кратерами – около 77 и 4 тыс. м2. Дамба почти полностью прекратила попадание УВ в Коровинскую губу, если не считать возможные обособленные выходы из техногенной залежи за ее пределами.
Для борьбы с фонтанированием скважины К-9 было принято решение возобновить работы в ее стволе. Для этого провели засыпку ПГС на просевшей во время грифонообразования площадке около устья и установили буровую вышку. Однако в октябре началось новое грифонообразование, и засыпку ПГС пришлось повторить. 31 октября во избежание обрушения вышки ее завалили в противоположную от грифонов сторону. Продолжающийся рост размеров кратера привел к проседанию основания вышки и ее опрокидыванию 6 ноября в кратер, при этом произошло самовозгорание газа [7]. Обсадные колонны и НКТ до глубины 157 м были выброшены потоком газа из скважины. На месте бывшей буровой установки сформировался мощный конический кратер диаметром более 120 м и глубиной не менее 157 м [8].

12 января 1981 г. около скважины К–9 за счет слияния нескольких грифонов образовался единый мощный грифон. Длительные и сложные работы в январе–апреле по подъему НКТ, натаскиванию обвязки двух превенторов и крестовин с задвижками не увенчались успехом.
Для остановки фонтана на уровне ЦК КПСС и Совета Министров СССР было принято решение о применении подземного взрыва ядерного заряда «Пирит» в специальной наклонной скважине К–25 с забоем 1530 м.

В августе 1981 г. на заболоченной местности над расчетным положением ствола К-9 началась засыпка более 100 тыс. м3 ПГС на дороги и под буровые площадки для новых скважин К-26 и К-27, на которых в феврале 1982 г. смонтировали буровые вышки [3]. Устье скважины К-26, предназначенной для проникновения в зону атомного взрыва, расположили в 843 м от К-9 непосредственно над эпицентром взрыва (рис. 2). При бурении под кондуктор на скважине К-26 с глубины около 100 м произошли выброс и воспламенение газа, видимо, выходящего из техногенной залежи. Факел высотой 20 м горел пять часов, при этом во избежание обрушения буровой вышки на дизельный и насосный блоки пришлось завалить буровую вышку [3]. Для дегазации пласта пробурили несколько неглубоких скважин. Скважину К-26 пробурили до 1300 м и обсадили до глубины 1200 м 168 мм колонной, однако в дальнейшем не использовали.
В летнее время 1982 – 1983 гг. вдоль рукавов реки Печора и в Коровинской губе на удалениях до трех километров от скважины К-9 наблюдались сипы газа, свидетельствующие о формировании техногенных залежей.

25 мая 1981 г. в глинистых отложениях чаркабожской свиты нижнего триаса на глубине 1470 м от поверхности земли (1510 м по стволу скважины) был взорван ядерный заряд «Пирит» мощностью 37,6 килотонны – пятый взрыв для гашения газовых факелов. По данным радиационных исследований, выход радионуклидов на поверхность земли после взрыва и в дальнейшем не наблюдался.

Скважина К-27 предназначалась для бурения веера поисковых стволов в плоскости, перпендикулярной азимуту предполагаемого положения ствола скважины К-9. (рис. 2 – желтый пунктир). Ее устье удалено от К-9 на 1060 м. В скважине К-27 был выполнен полный комплекс геофизических исследований. В 1982 – 1985 гг. на аварийной площади испытывались различные технологии обнаружения положения аварийного ствола наклонной скважины К-9 и наведения стволов скважины К-27. К работам привлекались специалисты более десяти различных организаций и институтов Мингео СССР, Мингео РСФСР и АН СССР: ПГО «Севзапгеология», НПО «Нефтегеофизика», ПГО «Архангельскгеология», ПГО «Союзпрогеофизика», Институт геофизики УНЦ АН СССР, ЦОМЭГИС, ВНИИЯГГ, ВНИИгаз, АО ВНИГНИ, ВНИГИК, ЦНИГРИ и др. Однако все испытанные технологии давали различные нестабильные противоречивые показания (в том числе отсутствие ствола К-9 в зоне исследований по данным ЦНИГРИ) и продемонстрировали свою низкую эффективность.
В связи с тем что ствол К-9 не был обнаружен летом 1983 г., 21 октября 6-й ствол скважины К-27 был добурен до глубины 2382 м, после чего в нем произвели гидропескоструйную перфорацию на глубине 2380,4 м и гидроразрыв пласта (ГРП) с целью установления гидродинамической связи с зоной перфорации ствола скважины К-9. Закачивание в несколько соседних интервалов 96 тыс. м3 воды показало наличие гидродинамической связи со скважиной К-9, но не заглушило фонтанирование.
В начале 1985 г. силами военизированных частей украинского нефтегазоносного района Мингео УССР (г. Полтава) и ПГО «Ухтанефтегазгеология» Мингео РСФСР были возобновлены работы около скважины К-9. На специально построенном понтоне смонтировали плавучую буровую установку, а в отсеченном русле протоки Малый Гусинец построили причал (рис. 4). С понтона проводился поиск ствола скважины К-9, оказавшийся безрезультатным, что подтвердило вывод о разрушении его верхней части [8]. Также проводился подъем выброшенных труб, который остановили из-за постоянных обрывов якорных тросов [8].
По рекомендациям ЦНИГРИ (Центральный научно-исследовательский геологоразведочный институт цветных и благородных металлов Мингео СССР) 3 сентября 1986 г. было начато бурение новой скважины К-27-бис, устье которой расположили на близком расстоянии от К-9 (451 м). Очевидно, что поиск ствола скважины К-9 на меньших удалениях от ее устья заведомо проще, чем на больших удалениях, на которых ошибки инклинометрии могут достигать значительных величин за счет эффекта их накапливания. При этом была поставлена задача обнаружения ствола К-9 на относительно небольшой глубине около 1000 м. Работы по навигации стволов скважин проводились с помощью электромагнитного метода с аппаратурой поиска ствола АПС-1, разработанной в ЦНИГРИ и НПО «Сибцветметавтоматика» под руководством В.И. Векслера [8 –11]. Метод основан на возбуждении переменного тока вдоль металлической колонны труб в аварийном стволе и регистрации в наводимом стволе вектора аномального переменного магнитного поля этого тока. В период до 29 марта 1987 г. пробурили 7 стволов (5 стволов и 2 ответвления). Все стволы располагались в одной вертикальной плоскости, перпендикулярной азимуту наклонной скважины К-9.
В ходе работ аварийный ствол К-9 обнаружили на рекордном расстоянии более чем 100 м от первого ствола скважины К-27-бис. С помощью АПС-1 последний (7-й) ствол вывели 29 марта на прямой контакт со стволом К-9 на глубине 1003 м. В результате обнаружились значительные азимутальные отклонения ствола скважины К-9 от проектного (около 200), что связано, видимо, с неправильным учетом магнитного склонения (человеческий фактор). Уже на глубине 1000 м фактическое положение ствола скважины К-9 оказалось на 120 м южнее предполагаемого (рис. 2 –красный пунктир), а в районе подземного взрыва – более чем на 200 м, что сыграло роковую роль в длительном процессе ликвидации аварии и в неправильном выборе места заложения ядерного заряда.
Последний ствол скважины К-27-бис полностью обсадили колонной до ствола К-9, после чего 16 мая торцевым фрезом за три часа были разрезаны три трубы скважины К-9: обсадные колонны диаметром 245 и 140 мм и НКТ диаметром 60,3 мм. 17 – 18 мая ствол скважины К-9 зацементировали до устья (точнее сказать, до верхней части сохранившихся обсадных колонн), и выброс газа был устранен [8].
Примерами успешных ликвидаций неконтролируемых фонтанов с применением электромагнитного метода наведения скважины, проводимых специалистами ООО «НПФ «ГеЛа» (Геофизика и ликвидация аварий) [8, 9, 10], являются скважины: Урта-Булак-11 в Узбекистане в 1966 г., Ятым-Таг-4 в Афганистане в 1970 г., Харасавэй-55 на полуострове Ямал в 1987 г., Матвеевская-10 в Полтаве в 1987 г., Карачаганак-427 в Казахстане в 1990 г., Усть-Томи-25 на острове Сахалин в 1994 г., Дмитров­ская-6 в Дагестане в 1992 г., Анастасиевско-Троицкие-464, 249, 1897 на Кубани в 2009, 2013 и 2014 гг. и многие другие.

Современное состояние района катастрофы

Вследствие катастрофы и применения атомного взрыва образовалось проседание и затопление речной водой поверхности земли площадью около 50 тыс. м2, формирование трех крупных кратеров с грифонами газа и конденсата: объединенный из двух жерл вокруг скважин К-9 и К-5, объединенный из двух жерл около скважины К-10 и обособленный около скважины К-134. На рис. 5 приведена трехмерная геоморфологическая модель дна и поверхности земли в районе аварийной площади, построенная нами в пакете ArcGIS. Границы водоемов внутри дамбы и отсеченных дамбой частей протоки Малый Гусинец показаны по данным космоснимка WorldView-2 (рис. 2). Для отображения рельефа дна использованы результаты эхолотирования 4 – 8 августа 2004 г., проведенного сотрудниками ВНИГРИ [12]. При этом максимальная глубина воды в рукотворном озере 14,5 м обнаружена около устья скважины К-9.
В результате геоэкологических исследований в пределах аварийной площади в 2002 г. масса нефтяных УВ в донных осадках составляла более 16 т, в придонном горизонте гелеобразной взвеси – более 14 т. Среднее содержание УВ в поверхностных водах грифона летом 2003 г. сохранилось на уровне лета 2002 г. – 8,3 и 8,9 мг/л, что в 165 и 180 раз превышает ПДК (предельно допустимые концентрации) [1]. При исследованиях загрязнений почвы в районе катастрофы, проведенных в 2011 и 2013 гг. сотрудниками Института географии РАН [13], в ряде мест вокруг буровых площадок и внутри контура дамбы в аллювиальных почвах выявлены высокие концентрации УВ до 27 г/кг, что превышает допустимые концентрации (50 мг/кг) в 540 раз, а также повышенное содержание металлов (медь, никель и др.). По наблюдениям А.Н. Никоновой, два крупных грифона около скважин К-10 и К-134, функционировали в 2011 и 2013 гг. «Поблизости от уреза воды поверхность почвы покрыта битуминозными пленками, из протоки поднимаются пузыри газа» [13, 14].
Многие эксперты, включая авторов данной статьи, признают, что из-за возможного нового мощного выброса смеси УВ Кумжинского ГКМ на поверхность для сохранения хрупкой экосистемы данного арктического региона нужно снизить пластовое давление в залежи путем добычи УВ, действуя с максимальной предосторожностью. Это предполагается реализовать в рамках проекта «Печора СПГ» ЗАО «СН Инвест», получившего в 2007 г. лицензию НРМ 00671 на разработку данного ГКМ (в 2009 г. лицензия была переоформлена на НРМ 14645 НР [15]). Исследования, проведенные в 2008 и 2011 гг. ФГУП «ВНИПИпромтехнология» по заказу ЗАО (позднее – АО) «СН Инвест», доказали нормальную радиационную обстановку в районе аварийных скважин. По плану «СН Инвест» добыча на Кумжинском ГКМ может достигнуть 5 млрд м3/год. Газ планируется поставлять по специально построенному 210 км трубопроводу диаметром 720 мм до незамерзающего порта Индига на побережье Печор­ского моря, где будет построен завод СПГ производительностью 2,6 млн т/год (4 млрд м3).

Атомный взрыв не решил поставленную задачу. Поверхность воды, побережье протоки Малый Гусинец и Коровинской губы были загрязнены жидкими УВ, при этом существенно пострадала ихтиофауна. Взрыв вызвал значительное техногенное землетрясение магнитудой около 5,4, зарегистрированное многими сейсмостанциями мира.

20 октября 2010 г. на Кумжинском ГКМ АО «ССК» по заказу «СН Инвест» начала бурение скважины К-29, при испытании которой 31 марта 2011 г. получен приток газа около 1,1 млн м3/сут. Кроме того, подтверждено отсутствие радионуклидов в газовом конденсате, газе и пластовой воде. Согласно данным «СН Инвест», в 2016 г. на аварийной площади завершились работы по устранению накопленного экологического ущерба, включая демонтаж буровой вышки и понтона в пределах дамбы (рис. 4 и 6). В декабре 2015 г. в проект «Печора СПГ» вошло ПАО «НК «Роснефть», создавшее с Группой «Аллтек» ООО «РН-Печора СПГ» (доля компании «Роснефть» – 50,1 %).
На рис. 6 приведен космоснимок WorldView-2, сделанный с разрешением 0,5 м 2 мая 2016 г. в период весеннего таяния снежного покрова суши и поверхности льда над протокой и аварийной площадью, на котором над всеми кратерами на льду выделяются темные пятна диаметром до 10 м, соответствующие разрушенным выхлопами газа зонам льда (пробоинам) и проталинам в зоне вмерзших пузырей газа (выделены красными окружностями). Наличие круговых проталин и пробоин во льду является одним из самых характерных признаков дегазации недр, подробно описанных в работе [16].

17 – 18 мая 1987 г. ствол скважины К–9 зацементировали до устья (точнее сказать, до верхней части сохранившихся обсадных колонн), и выброс газа был устранен.

Кроме того, видно загрязнение льда жидкими УВ. Наиболее сильно лед нарушен над объединенным самым крупным кратером скважин К-9 и К-5. Здесь наблюдаются несколько групп трещин во льду веерной (радиальной) формы, сформировавшихся за счет сейсмических ударов при пневматических выхлопах газа со дна кратера. Данный космоснимок является однозначным доказательством продолжающегося процесса выхода ГКС из кратеров в водную толщу. Кроме того, в двух местах во льду рукавов реки Печора на удалениях 1,2 – 1,6 км от скважины К-9 обнаружены одиночные проталины, вызванные дегазацией недр.

Выводы
1. Авторы полностью согласны с выводами бывшего командира взвода горноспасателей В. Озоришина, участвовавшего в течение шести лет в глушении фонтана: «Расследование аварии на Кумже-9 установило целый комплекс грубейших нарушений, допущенных при бурении, цементаже и испытании скважины. Она стала показателем того, как нельзя работать...» [3].
2. Ошибки в определении положения ствола скважины К-9, видимо, связанные с неправильным учетом магнитного склонения, явились одной из основных причин неправильного выбора места подземного атомного взрыва и длительного времени ликвидации аварии.
3. Экспедиционные геоэкологические исследования 2000–2013 гг. [1, 12, 13 и др.] и данные дистанционного зондирования со спутника WorldView-2 2 мая 2016 г. свидетельствуют, что выход ГКС из кратеров на аварийной площади, ограниченной дамбой, продолжается в настоящее время. Наиболее вероятно, что идет постепенная дегазация одной или нескольких техногенных залежей в ВЧР, но и вариант подтока ГКС из основного продуктивного горизонта в каменноугольных отложениях также не исключается.
4. Целесообразность разработки Кумжинского ГКМ с позиции сохранения экосистемы от загрязнений УВ при возможных мощных неконтролируемых выбросах ГКС не вызывает сомнений. После сильного разрушительного воздействия ударной волной атомного взрыва и агрессивного воздействия сероводорода в течение 35 – 40 лет в ЗКП и МКП многих скважин Кумжинского ГКМ наверняка образовались дополнительные каналы, пропускающие ГКС. За счет этого возможна подпитка техногенных залежей с последующим выходом ГКС на поверхность земли и в водную толщу.
5. При разработке Кумжинского ГКМ необходим геоэкологический мониторинг для своевременного выявления и устранения возможных флюидоперетоков ГКС по ЗКП с формированием новых техногенных залежей, угрожающих аварийными и катастрофическими выбросами. Такой контроль позволяют осуществить новые технологии сейсмического и гидродинамического мониторинга в режиме реального времени, разрабатываемые в ИПНГ РАН ([6, 16 – 18], патенты RU 2540005, 2544948 и др.).

Литература

1. Атлас нефтегазоносности и перспектив освоения запасов и ресурсов углеводородного сырья Ненецкого автономного округа. Нарьян-Мар: ГУП НАО «НИАЦ», 2004. 112 с. (С. 23).
2. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин. Под ред. Г.А. Зотова, З.С. Алиева. М.: Недра, 1980. 301 с. (С. 8).
3. Толкачев В.Ф. Дорога к нефти. Архангельск: 2000. 608 с. (С. 325, 331, 328).
4. Адушкин В.В., Спивак А.А. Подземные взрывы. М.: Наука, 2007. 579 с.
5. «СН Инвест». Экологические аспекты Кумжинского месторождения. Презентация ЗАО «СН Инвест», 2011. 15 с.
6. Богоявленский В.И. Арктика и Мировой океан: современное состояние, перспективы и проблемы освоения ресурсов углеводородов. Монография. М.: ВЭО, 2014. С. 11 – 175. (С. 119, 136).
7. Юшкин Н.П. Трагедия Кумжи и укрощение нефтегазовых катастроф // Вестник Института геологии Коми НЦ УрО РАН. Сыктывкар: Геопринт, 2010. № 6. С. 2 – 5.
8. Векслер В.И., Перекалин С.О., Ижорский А.В., Поддерегин Ю.Б. Внедрить метод электромагнитного наведения на площади Кумжа при ликвидации аварийного фонтанирования на скважине № 9. Отчет. М.: ЦНИГРИ, 1987. 180 с. (С 41, 169, 53).
9. Векслер В.И., Перекалин С.О., Слонимский А.Р., Щепанский В.А. Наведение на цель наклонно-направленной скважины // Каротажник. Тверь: АИС, 1998. № 48. С. 63 – 72.
10. Векслер В.И., Перекалин С.О., Слонимский А.Р., Острецов Г.Ф. Опыт применения электромагнитного наведения скважин при ликвидации аварийного фонтанирования нефти и газа // Каротажник. Тверь: АИС. 2000. № 73. С. 29 – 44.
11. Игревский В.И., Мангушев К.И. Предупреждение и ликвидация нефтяных и газовых фонтанов. М.: Недра, 1974.
12. Шиманский В.К., Зырнер Ю.И., Макарова И.П. и др. Оценка экологического состояния окружающей среды территории Коровинского и Восточно-Коровинского месторождений, включая территорию причала. СПб.: ВНИГРИ, 2004. 308 с.
13. Никонова А.Н. Трансформация пойменных экосистем дельты Печоры в зоне влияния Кумжинского газоконденсатного месторождения (Ненецкий автономный округ) // Известия РАН. Серия географическая. 2015. № 5. С. 117 – 129.
14. Никонова А.Н. Трансформация экосистем дельты Печоры в зоне влияния газоконденсатного месторождения (Ненецкий автономный округ) // Автореф. дисс. канд. геогр. наук, 2016. 29 с.
15. «СН Нефтегаз». Выполнение лицензионных обязательств. Презентация ЗАО «СН Нефтегаз», 2009. 15 с.
16. Богоявленский В.И., Сизов О.С., Богоявленский И.В., Никонов Р.А. Дистанционное выявление участков поверхностных газопроявлений и газовых выбросов в Арктике: полуостров Ямал // Арктика: экология, экономика. 2016. № 3 (23). С. 4 – 13.
17. Богоявленский В.И. Природные и техногенные угрозы при освоении месторождений нефти и газа в Арктике: сб. мат. конференции «Достижения науки как основа научно-технического прогресса в устойчивом перспективном развитии газовой отрасли» // Ноосфера. 2016. № 1. С. 48 – 67.
18. Лаверов Н.П., Богоявленский В.И., Богоявленский И.В. Углеводороды Арктической зоны Российской Федерации в мировой нефтегазовой индустрии // Арктические ведомости. 2015. № 3(14). С. 46 – 53.

References

1. Atlas of oil and gas potential and prospects of development of reserves and hydrocarbon resources in the Nenets Autonomous district. Naryan-Mar: GUP NAO»NIATC», 2004. P. 112. (Pg. 23).
2. Instruction on complex research of gas and gas condensate reservoirs and wells. Under the editorship of G.A. Zotov, Z.S. Alieva. M.: Nedra, 1980. P. 301 (Pg. 8).
3. Tolkachev V.F. Road to the oil. Arkhangelsk: 2000. P. 608 Pg. 325, 331, 328.
4. Adushkin V.V., Spivak A A. Underground explosions. Moscow: Nauka, 2007. P. 579.
5. «SN Invest». Environmental aspects of Kumzhinskoe field. Presentation of «SN Invest» JSC, 2011. P. 15.
6. Bogoyavlensky V.I. Arctic and World ocean: current state, prospects and problems of hydrocarbon resources development. Monograph. M: VEO, 2014. Pp. 11 – 175. (Pg. 119, 136).
7. Yushkin N.P. The tragedy of Kumzhi and the taming of the oil and gas catastrophes // Vestnik of geology institute, Komi science center UrO RAS. Syktyvkar: Geoprint, 2010. No. 6. Pp. 2 – 5.
8. Vexler V.I., Perekalin S.O., Izhorskiy A.V., Podderegin Ju.B. Implement the method of electromagnetic guidance on the area of Kumzhi to emergency of blowout at the well No. 9. Report. M.: TsNIGRI, 1987. P. 180. (Pg. 41, 169, 53).
9. Veksler V.I., Perekalin S.O., Slonimskiy A.R., Shepanskiy V.A. Directional well guidance on the target // Karotazhnik. Tver: AIS, 1998. No. 48. Pp. 63 – 72.
10. Veksler V.I., Perekalin S.O., Slonimskiy A.R., Ostretsov G.F. Experience of application of electromagnetic well guidance for emergency elimination of blowout of oil and gas // Karotazhnik. Tver: AIS, 2000. No. 73. Pp. 29 – 44.
11. Iglevskiy V.I., Mangushev K.I. Prevention and elimination of oil and gas fountains. M.: Nedra, 1974.
12. Shimanskiy V.K., Zyrner Ju.I., Makarova I.P., ets. Assessing the ecological status of the environment within Korovinskoe and Vostochno-Korovinskoe fields, including the territory of the berth. S.-Ptb.: VNIGRI, 2004. P. 308.
13. Nikonova A.N. The transformation of the floodplain ecosystems of the Pechora river delta in the zone of influence Kumzhinskoe gas condensate field (Nenets autonomous okrug) // Izvestia RAS. Geographical series. 2015. No. 5. Pp. 117 – 129.
14. Nikonova A.N. The transformation of the Pechora`s delta ecosystems in the zone of influence of the gas field (Nenets autonomous okrug). // Abstract of thesis of candidate of geographical Sciences, 2016. P. 29.
15. «SN Neftegaz». The fulfillment of the license obligations. Presentation of «SN Neftegaz» JSC, 2009. P. 15.
16. Bogoyavlensky V.I., Sizov O.S., Bogoyavlensky I.V., Nikonov R.A. Remote identification of areas of surface seeps and gas emissions in the Arctic: Yamal peninsula // Arctic: ecology, economy. 2016. No. 3 (23). Pp. 4 – 13.
17. Bogoyavlensky V.I. Natural and anthropogenic threats in the development of oil and gas in the Arctic: proceedings of the conference «Achievements of science as the basis of scientific and technical progress in sustainable future development of the gas industry» // Noosphere. 2016. No. 1. Pp. 48 – 67.
18. Laverov N.P., Bogoyavlensky V.I., Bogoyavlensky I.V. The hydrocarbons of the Arctic zone of the Russian Federation in the global oil and gas industry // the Arctic herald. 2015. No. 3(14). Pp. 46 – 53.

Комментарии посетителей сайта

    Функция комментирования доступна только для зарегистрированных пользователей


    Авторизация


    регистрация

    Богоявленский В.И.

    Богоявленский В.И.

    член-корреспондент РАН, д.т.н., профессор, заместитель директора по науке, заведующий лабораторией «Шельф»

    Институт проблем нефти и газа РАН (ИПНГ РАН)

    Бойчук В.М.

    заместитель начальника нефтегазового промысла (ветеран геологоразведки)

    ПГО «Архангельскгеология»

    Перекалин С.О.

    главный инженер

    ООО Научно-производственная фирма «ГеЛА»

    Богоявленский И.В.

    Богоявленский И.В.

    научный сотрудник

    Институт проблем нефти и газа РАН

    Каргина Т.Н.

    Каргина Т.Н.

    инженер-исследователь

    Институт проблем нефти и газа РАН (ИПНГ РАН)

    Просмотров статьи: 5622

    Рейтинг@Mail.ru

    admin@burneft.ru