Мониторинг изменения состояния геологической среды при добыче сланцевых углеводородов.
Кондратенко Е.В. ( ООО «Газпром Промгаз»), д.т.н. Ермолаев А.И., к.т.н.
Казаков В.М. ( РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина),
Основной технологий добычи сланцевого газа
является технология гидравлического разрыва пласта (Hydraulic fracturing) в
горизонтальных скважинах.
Гидравлический разрыв пласта в данном случае предполагает введение смеси
воды, песка и химических веществ в газоносные породы под чрезвычайно высоким
давлением (500-1500 атм.). Давление приводит к образованию трещин. Вся эта
система трещин связывает скважину с удалёнными от забоя продуктивными частями
пласта. Для предотвращения смыкания трещин после снижения давления в них вводят
крупнозернистый песок, добавляемый в жидкость, нагнетаемую в скважину.
Для осуществления гидроразрыва в сланцевых пластах в скважину под высоким давлением закачиваются несколько
десятков тысяч кубометров разрывающей
жидкости, которая образует трещины в сланцевой породе.
Процесс разрыва в большой степени зависит
от физических свойств жидкости и, в частности от ее вязкости. Чтобы давление
разрыва было наименьшим, нужно, чтобы она была фильтрующейся. Повышение
вязкости так же, как и уменьшение фильтруемости жидкостей, применяемых при
разрыве пластов, осуществляется введением в них соответствующих добавок. Такими
загустителями для углеводородных жидкостей, применяемых при разрыве пластов,
являются соли органических кислот, восокомолекулярные и коллоидные соединения
нефти (например, нефтяной гудрон и другие отходы нефтепереработки).
Значительной вязкостью и высокой песконесущей способностью обладают некоторые
нефти, керосино-кислотные и нефте-кислотные эмульсии, применяемые при разрыве
карбонатных коллекторов, и водо-нефтяные эмульсии. Эти жидкости и используются
в качестве жидкостей разрыва и жидкостей-песконосителей при разрыве пластов в
нефтяных скважинах. Применение жидкостей разрыва и жидкостей-песконосителей на
углеводородной основе для разрыва пластов в водонагнетательных скважинах может
привести к ухудшению проницаемости пород для воды вследствие образования смесей
воды с углеводородами. Во избежание этого явления пласты в водонагнетательных
скважинах разрывают загущённой водой. Для загущения применяют сульфид-спиртовую
борду (ССБ) и другие производные целлюлозы, хорошо растворимые в воде. Как
правило, жидкости используемые при ГРП
канцерогенные. Считается, что особую
опасность представляет собой возможность попадания химических реагентов,
используемых при гидравлическом разрыве в пласты, содержащие артезианскую воду, используемую для питья. [1,2,3]
Основная опасность с точки зрения
рационального использования и охраны недр заключается в использовании большого
количества воды и химикатов, которые
смешиваются с водой и песком, а так же высокого давления при гидроударе,
создающего множество трещин в продуктивном пласте. Операцию гидроразрыва пластов (ГРП) на одной территории приходится
повторять до 10 раз в год. При гидроразрыве химическая смесь пропитывает
породу, что ведёт к загрязнению больших территорий, а также грунтовых вод.
В состав жидкости для
гидроразрыва входит более 90 разнообразных химических веществ (рис.1). При этом,
подобные растворы могут содержать до 596 наименований химикатов: ингибиторы
коррозии, загустители, кислоты, биоциды, ингибиторы для контроля сланца,
гелеобразователи. Назначение некоторых химикатов вызывает настоящую оторопь:
соляная кислота помогает растворять минералы; этиленгликоль борется с
появлением отложений на стенках труб; легкие фракции нефти используются для
минимизации трения; изопропиловый спирт используется для увеличения вязкости
жидкости; глютаральдегид борется с коррозией; гуаровая камедь увеличивает
вязкость раствора; пероксодисульфат аммония препятствует распаду гуаровой
камеди; борная кислота поддерживает вязкость жидкости при высоких температурах;
формамид препятствует коррозии; лимонная кислота используется для
предотвращения осаждения металла; хлорид калия препятствует прохождению
химических реакций между грунтом и жидкостью; карбонат натрия или калия
используется для поддержания баланса кислот.[2,3]
Рисунок 1.
Многие исследователи не
без основания считают, что количество просачивающейся в породу ядовитой
жидкости может превышать 70% от закачанного объёма и это при том, что на каждую
тысячу кубометров добытого сланцевого газа в среднем расходуется 2 кубометра
воды и 100 кг песка.
Сама по себе закачка
огромного количества рабочего агента в стабильно существовавшую геологическую
среду является весьма существенным и важным фактором, влияющем на
геодинамическое состояние среды. Создание трещин приводит к изменению объёма
геологического тела, а насыщение водой – к его утяжелению. Разумеется, что
геологическая среда не может демпфировать эти явления и будет реагировать
непредсказуемым образом.
Известные нам формы
реакции при таком вторжении в недра могут быть представлены как загрязнением
питьевых вод и зоны питания растений (о чём много пишут экологи), так и
изменением направления движения подпочвенных вод, что может вызвать как
осушение, так и заболачивание поверхности или их засолонение. Причём загрязнение питьевых вод может быть вызвано
не только продуктами
гидроразрыва, но так же минерализованными водами, изменившими
направление традиционного движения, спровоцированное геодинамическими
последствиями мощного энергетического воздействия на сланцы. Кроме того, обычными последствиями мощного вторжения в геологическую среду
являются просадки или вспучивание
грунта и малые землетрясения, что может привести к нарушению крепления стволов
скважин и газосборных коммуникаций, что, в свою очередь, может иметь негативные
экологические последствия (рис.2).
Рисунок 2. Зона активной добычи сланцевого газа (США)
Американские источники
пишут, что технологии гидроразрыва выбираются с учётом геологического строения
участка недр с целью недопущения прорыва
жидкости, используемой при гидроразрыве
в водоносные пласты, а отработанная жидкость утилизируется. Однако, те
же источники пишут, что отбирается не более 30% используемой жидкости,
остальная остаётся в пласте. Учитывая,
что гидроразрывы приходится применять до 10 раз в год, даже допуская, что при
повторных гидроразрывах процент утилизации будет возрастать можно представить,
что в дренируемое пространство скважины будет закачано безвозвратно до 100тыс.
тонн воды. Следует иметь в виду, что
радиус дренирования скважины зависит от длины горизонтального ствола и
распространения зоны искуственной
трещиноватости, а значит, что на месторождении должно быть (а так и есть)
достаточно много скважин. В этом случае
становится понятно какое огромное количество чужеродного агента (воды)
искусственно будет введено в ограниченный участок геологической среды. Не беря во внимание откуда эта вода будет
взята стоит понять, что и термодинамические и физические свойства пласта
изменятся кардинально.
Разумеется, что такое
вторжение в недра не должно быть бесконтрольно. Если этот процесс нельзя
остановить (слишком большие деньги в нём участвуют и от него зависят), то организовать контроль состояния геологической среды крайне необходимо.[4,5,6]
В качестве средства
контроля необходимо использовать комплексный геодинамический мониторинг,
описанный в работе [7 ].
Комплексный
геодинамический мониторинг месторождений углеводородов (КГМув).
Рисунок
3.
Структура комплексного мониторинга природно-техногенных
геодинамических и флюидо- динамических процессов в комплексе с
геоэкологическими исследованиями может быть представлена трмя
взаимно-связанными блоками (рис. 3). В состав этих блоков входят базовые методы и виды наблюдений. В
зависимости от результатов, которые
будут получены в процессе долгосрочного систематического мониторинга, базовые
методы могут быть дополнены другими методами.
1.
Деформационный блок состоит из совокупности
методов наблюдений, обеспечивающих получение всей необходимой информации о текущем напряжённо-деформированном состоянии
геологической среды различного пространственного масштаба. И включает в себя:
- Спутниковые геодезические наблюдения с
применением системы GPS. - Точное
нивелирование. В данном блоке
возможно применение систем
дистанционного зондирования земли из космоса (ДЗЗ), что будет способствовать
повышению оперативности и точности контроля.
2.
Геофизический блок включает комплекс методов, обеспечивающих получение необходимой
информации о вариациях геофизических полей во времени, обусловленных природными
и техногенными геодинамическими,
флюидодинамическими, газохимическими
процессами.
3. Флюидогеохимический блок включает совокупность
методов и наблюдений, обеспечивающих получение информации о вариациях
химического состава флюидов и динамическом состоянии флюидных систем
тектогенного и техногенного происхождения.
3.1. Эманационная съёмка. Цель работ –
определение количественного изменения
уровня эманации во времени по
главному определителю – радону.
Основана на пространственной и временной взаимосвязи между
эманированием грунтов и подвижностью горного массива. Эта взаимосвязь позволяет
использовать эманационные исследования для изучения текущих геодинамических
процессов как на площади (геодинамическое картирование), так и во времени
(геодинамический мониторинг).
3.2. Гелиеметрические исследования. Цель работ –
определение изменения количества гелия
во времени. Амплитуда колебаний
концентраций гелия во времени является индикатором устойчивости геологической
среды, и/или косвенно отражает техногенные сейсмические процессы, что позволяет
выполнить качественную прогнозную оценку устойчивости территории к сейсмическим
событиям.
3.3. Геохимическая
съёмка. Цель работы - определение возникновения геохимических аномалий в реальном
времени с привязкой к поверхности земли для
определения ареала местонахождения
разгерметизировавшихся объектов (скважин, трубопроводов, искусственных
подземных сооружений…).
Существует несколько дополняющих друг друга методов:
3.3.1. Гидрогеохимический метод поисков.
Гидрогеохимический
метод основан на изучения распределения химических элементов в подземных н
поверхностных водах, омывающих месторождения и их ареалы рассеяния.
3.3.2. Атмогеохимический метод поисков
Атмогеохимический
метод основан на измерении концентрации газов в почвенном воздухе. Установлено,
что над месторождениями любого генезиса существуют газовые ореолы, которые в
нашем случае можно разделить на 2 группы:
1) газы из зон тектонических нарушении:
2) газы,
возникающие при гипергенных процессах.
По составу
это обычно смесь углеводородов (в первую очередь, метан), углекислый газ, пары металлов (в первую очередь, ртути.
3.4. Контроль за уровнем
и химическим составов приповерхностных и пластовых вод. Цель работы - определение возникновения гидрогеологических аномалий в реальном
времени для определения ареала местонахождения
разгерметизировавшихся объектов (скважин, трубопроводов, искусственных подземных
сооружений…)
Контроль
состояния гидросферы в районе углеводородных месторождений предложенным методом
позволяет фиксировать начальные фазы углеводородного загрязнения вод и
рекомендовать проведение профилактических или ликвидационных мероприятий по
конкретным объектам. Максимально возможное приближение наблюдательных
водопунктов к кустам нефтяных и газовых
скважин обеспечит регистрацию первых порций компонентов-индикаторов
углеводородного загрязнения пресных вод и позволит своевременно определить
формирующийся источник загрязнения.
Заключение.
Предлагаемая технология комплексного
геодинамического мониторинга (КГМув), схематично представленная на рис.3, реализуемая в комплексе с
экологическим мониторингом позволяет на фоне проявления региональных (фоновых)
процессов надёжно выявлять и исследовать локальные аномальные чрезвычайные
геологические ситуации (ЧГС) с привязкой к конкретным объектам и системам
углеводорододобывающего комплекса. Только в этом случае можно достичь
оперативного контроля возможного
воздействия ЧГС на системы и объекты
обустройства. Кроме того, КГМув
является необходимой информационной основой предмета охраны недр.
Для реализации комплексного мониторинга
на всех крупных месторождениях, в первую очередь – сланцевого газа, необходимо создать стационарные пункты
контроля, включающие в себя реперы для геодезической космической съёмки,
гравиметрические станции и геохимические пункты отбора проб. Кроме того в систему КГМув включаются существующие гидрогеологические
скважины и скважины, дополнительно
пробуренные с учётом геологической специфики конкретного
месторождения. Так же необходимо
создать дополнительные пункты
отбора проб для геохимического контроля.
В целом геодинамический мониторинг, в
комплексе с наблюдениями за состоянием экосистем региона, может рассматриваться
как эффективная система регулярных наблюдений, в рамках вышеуказанных
подсистем, за геодинамическим состоянием геологической среды и состоянием
систем и объектов
углеводорододобывающего комплекса
для прогнозирования их изменений и повреждений, зависящих от природных и
техногенных причин.
Внедрение комплексного мониторинга развития процессов
изменения состояния геологической среды
при разработке месторождений сланцевого
газа безусловно ляжет тяжким бременем на,
и без того, низкую экономическую
эффективность добычи, однако позволит с высокой степенью точности
контролировать состояние геологической среды, прогнозировать возникновение ЧГС
и разработать меры по предотвращению их негативного влияния на процессы разработки месторождений УВ,
охрану недр и возникновение ЧГС.
Литература:
1.
Расследования . 27 октября, 2013 http://ru.fbii.org/investigations/914.html
2.
Сланцевый газ без истерик и прикрас.
Евгений
Морин, Inpress.ua 20 мая
2013г. http://inpress.ua/ru/economics/10468-slantsevyy-gaz-bez-isterik-i-prikras
3.
Вред
окружающей среде при добыче сланцевого газа.
4.
Мартынов
В.Г., Кондратенко Е.В., Казаков В.М. К
вопросу об охране геологической среды//
Нефть, газ и бизнес, М. - 2011. -№10. - С. 10-13.
5.
Казаков
В.М. Некоторые аспекты теории охраны недр при разработке месторождений нефти и
газа. // Газовая промышленность, М. – 2012. -№ 1. - С. 16-19.
6.
Кондратенко
Е.В., Казаков В.М., Ермолаев А.И. О
ликвидации и консервации скважин // «Нефть, газ, бизнес», М.- 2011.- №5. - С. 17-21.
7.
Мартынов
В.Г., Кондратенко Е.В., Казаков В.М. Комплексный
мониторинг состояния геологической среды при разработке месторождений
углеводородов. «Нефть, Газ, бизнес» № 2, 2013г. стр.41-46. УДК 504.55:504.064.36