Арктическая зона мирового океана характеризуется высочайшим углеводородным потенциалом, на территорию России здесь приходится его большая часть: порядка 95 трлн м³ газа и свыше 13 млрд т нефти [1]. Несмотря на перспективность данных участков, их освоение может сопровождаться рядом сложностей. На территории арктического шельфа в придонных отложениях выявлены скопления газа и гидратов, а также последствия их выбросов – покмарки (рис.1) [2]. Эти кратеры являются прямым свидетельством дегазации недр. Данные факторы оказывают ключевое влияние на выбор проектных решений в рамках освоения морских месторождений и строительства подводной инфраструктуры для них.
В зарубежной литературе явление наличия мелкозалегающего газа определяется термином «shallow gas» (приповерхностный газ). На практике, за приповерхностные скопления углеводородов принимают те, которые расположены выше расчетной глубины установки башмака обсадной колонны, то есть, в интервале бурения, при проходке которого не используется противовыбросовый превентор (в большинстве случаев величина данной толщи разреза при бурении морских скважин изменяется в пределах от 100 до 500 м).
Присутствие в разрезе неглубокозалегающих газа и гидратов устанавливается по характерным признакам при проведении следующих исследований:
• высокоразрешающая сейсморазведка;
• акустические исследования;
• инженерно-геологическое бурение и отбор керна;
• геофизические исследования скважин [3].
Основные признаки наличия приповерхностного газа в верхней части разреза:
• потери сейсмической корреляции;
• аномалии типа «яркое пятно»;
• вздутие образцов породы;
• резкий болотный запах керна;
• образование пузырьков на поверхности керна;
• повышенное содержание газа в буровом растворе;
• выбросы газоводяной смеси из скважин [2].
На долю Карского и Баренцева морей приходится большая часть запасов углеводородов арктического шельфа РФ (рис. 2). При проведении разного рода исследований на данных территориях в верхней части разреза были обнаружены скопления газа как в свободном, так и в гидратном состояниях.
При бурении на площади Штокмановского месторождения фиксировались выбросы водогазовой смеси с глубины 600 м, скопления газа в этом интервале подтвердились наличием волновых аномалий типа «яркое пятно» на временном разрезе. Такие аномалии характерны для большей площади месторождения. Линзы мелкозалегающего газа были выявлены в интервалах от 400 до 600 м [2], а на глубинах от 20 до 500 м были выявлены скопления гидратов [4]. При проведении буровых работ на Карском море фиксировались выбросы газа с глубин до 60 м [2].
Предполагается, что в глубоководных районах Баренцево-Карского шельфа скопления газа в верхней части разреза сформировались в результате вертикальной миграции газа из глубокозалегающих горизонтов. В качестве покрышек для каналов миграции выступали многолетнемерзлые породы или газогидратные толщи.
По мере протаивания осадков (в результате трансгрессии) газ мигрировал вверх по разрезу и распространился в придонных отложениях. Параллельно с этим процессом, вследствие повышения температуры, в интервалах мерзлых пород запустились процессы разложения органики (с выделением биогенного газа) и изменения фазового состояния гидратов [2, 4]. Прорывы газа на поверхность происходят через ослабленные зоны (талики и дизъюнктивные нарушения). Следствием прорывов являются кратеры (покмарки).
В мировой практике известен ряд происшествий на морских промыслах, связанных с выбросами газа, большая часть которых возникает при бурении скважин [3].
Аварии на морских месторождениях с мелкозалегающими газо- и гидратонасыщеннными горизонтами могут произойти на любой стадии, как при бурении, так и при эксплуатации.
Интервалы до 500 метров обычно проходят без противовыбросового оборудования, что в условиях Карского и Баренцева морей может повлечь за собой серьезные последствия из-за пересечения траекториями скважин зон со скоплениями мелкозалегающего газа.
Для обустройства месторождений в условиях арктического шельфа зачастую применяются ледостойкие стационарные платформы, масса которых, как правило, составляет от десятков до сотен тысяч тонн. Установка платформ над придонными скоплениями не только создает в них повышенное давление, но и способствует растеплению газогидратных толщ, в результате чего усиливается деформация данных интервалов.
В процессе эксплуатации движение газа с высокой температурой из нижележащих пластов в добывающей скважине также вызывает растепление пород и, соответственно, переход газа из гидратного в свободное состояние (в 1 м³ гидрата содержится 180 м³ газа).
Все вышеперечисленные факторы могут привести к неконтролируемым выбросам газа и к деформациям морского дна. При грифоноообразовании у устьев скважин из-за быстротекущей усадки и разжижения грунта возникают дополнительные нагрузки на оборудование, происходит слом обсадных колонн, у гравитационных платформ может произойти повреждение и разрушение опор. При достижении газа поверхности воды возрастает риск взрывоопасности, возможны как локальные, так и глобальные повреждения платформ или судов, уменьшается плотность воды, в результате чего происходит затопление морских судов.
Так, например, при проведении буровых работ в акватории Печорского моря произошел мощный выброс газоводяной смеси с глубины около 50 м. Котел кипения вокруг бурового судна достигал диаметра 200 м. Из-за прорыва газа у судна отказали вспомогательные и главный двигатели, система динамического позиционирования. Судно полностью было выведено из строя, частично потеряв плавучесть, оборвалась колонна бурильных труб [2]. Подобные и более критические аварии были зафиксированы на многих морских промыслах мира: в Норвежском море (глобальные повреждения и 10-градусный крен платформы), в заливе Кука (уничтожение платформы в результате взрыва).
Освоение месторождений, на территориях которых в верхней части разреза возможно наличие газа и гидратов, требует определенного подхода. Учет потенциальных рисков крайне необходим для оценки проектных решений при обустройстве месторождений в акваториях арктического шельфа.
Перед проведением буровых работ необходимо детальное изучение верхней части разреза высокоразрешающей сейсморазведкой и другими ранее перечисленными методами. На основе интерпретации полученных данных проводится составление карт распределения рисков на наличие придонного газа и их последующая корректировка по результатам бурения инженерно-геологических скважин. Перед проходкой глубоких скважин необходимо произвести бурение пилотных стволов с применением технологии безрайзерной циркуляции. В состав цементных растворов должны входить газоблокирующие добавки, а саму скважину необходимо оснастить дополнительным герметизирующим и противовыбросовым оборудованием. Обустраивать такие месторождения рекомендуется с применением подводных добычных комплексов и/или плавучих добывающих суден, для минимизации давления на грунт, возможности мобилизации с места прорыва газа и предотвращения катастроф.