Предисловие ИА REGNUM

Рис. 1. Аварийный фонтан нефти на месторождении Тенгиз

ИА REGNUM публикует статью известного в мировой отрасли добычи нефти и газа учёного, главного научного сотрудника Лаборатории газонефтеконденсатоотдачи пластов Института проблем нефти и газа РАН (ИПНГ РАН), лауреата государственных премий СССР, официального эксперта МПР, профессора, доктора технических наук Сумбата Набиевича Закирова и его учеников и сотрудников, работающих с ним в одной лаборатории:

— главного научного сотрудника, профессора РАН, доктора технических наук Эрнеста Сумбатовича Закирова;

— заведующего Лаборатории газонефтеконденсатоотдачи пластов ИПНГ РАН, профессора, доктора технических наук Ильи Михайловича Индрупского;

— старшего научного сотрудника, кандидата технических наук Даниила Павловича Аникеева;

— соискателя Антона Романовича Лукманова;

— старшего научного сотрудника, лауреата Международной премии EcoWorld «За разработку природоподобной экологически чистой технологии генерации водорода и попутных углеводородов» кандидата технических наук Дмитрия Сергеевича Климова.

В статье изложены причины недопустимости дальнейшего применения традиционных технологий строительства и ликвидации скважин, а также новейших технологий добычи нефти и газа методом гидроразрыва пласта (ГРП), которые используются во всем мире при добыче нефти и газа в качестве отраслевого стандарта.

Несмотря на очевидное несоответствие этих технологий критериям отнесения к «наилучшим доступным технологиям» (НДТ), сформулированным в Постановлении Правительства РФ №1458 от 23.12.2014 «О порядке определения технологии в качестве наилучшей доступной технологии…» и в Методических рекомендация по определению технологии в качестве наилучшей доступной технологии (утв. приказом Минпромторга России №665 от 31 марта 2015 г.), многие из этих технологий вошли в Информационно-технический справочник по наилучшим доступным технологиям ИТС-28 «Добыча нефти» по причине отсутствия для них безопасных альтернатив. Эти технологии соответствуют только одному критерию НДТ — доступности и наличию внедрения.

Статья С. Н. Закирова и его коллег продолжает обсуждение, начатое на страницах ИА REGNUM статьёй доктора геолого-минералогических наук Владимира Александровича Серебрякова «Об экологических последствиях консервации нефтяных скважин», которая посвященных угрозам возникновения аварийных ситуаций на законсервированных скважинах, расположенных на месторождениях Дагестана и, в частности, непосредственно на территории Махачкалы. Масштабы обсуждаемых проблем позволяют однозначно отнести их к категории глобальных, но в первую очередь от них страдают люди, проживающие рядом с разрабатываемыми и законсервированными нефтяными и газовыми месторождениями, а также сами работники нефтегазовой отрасли.

Об экологических проблемах атомной отрасли пишут много и подробно, о зонах бедствия и факторах загрязнения среды, связанных с добычей нефти и газа, известно гораздо меньше. Чего тут только нет: и радиоактивность (металлические и жидкие радиоактивные отходы, радиоактивные нефтяные шламы), и тяжелые металлы (например, на некоторых месторождениях можно с высокой рентабельностью добывать из нефти уран, никель и пр.), есть сера и т.д. При сжигании попутного газа в огромных количествах образуются бензолы, диоксины, ароматические углеводороды и другие супертоксиканты при том, что технологии безопасного каталитического сжигания попутного газа были разработаны ещё в советское время, но они остаются до сих пор невостребованными.

Теперь представьте, что при современных технологиях изготовления скважин неизбежна их нарастающая во времени разгерметизация. Это означает, что весь букет отравляющих и радиоактивных веществ, содержащихся в нефти, гарантированно попадает в водные горизонты на всех уровнях, в поверхностные воды и почву. Именно поэтому во многих районах нефтегазодобычи никакую воду пить нельзя — ни из поверхностных источников, ни из скважин — её приходится возить. Представьте теперь картину творящегося на шельфе после ликвидации скважин. Добыча нефти на шельфе и на океаническом дне ведётся сегодня авантюрно, так как эффективных технологий ликвидации аварийных ситуаций не существует, что наглядно продемонстрировала авария 2010 года в Мексиканском заливе. И эта авария — не единственная.

Заместитель директора по науке ИПНГ РАН, член-корреспондент РАН, заведующий кафедрой геоэкологии РГУ им. И. М. Губкина, доктор технических наук, профессор Василий Игоревич Богоявленский в статье «Угроза из глубин: Мерзлота ошибок не прощает», опубликованной в журнале «Редкие земли», приводит рассказ о подобной аварии трагически погибшего в авиакатастрофе в 2014 году президента компании «Тоталь» Кристофа де Маржери. Эта авария произошла в 2012 году на законсервированной скважине месторождения Элгин в Северном море «из-за плохого цементажа колонны скважины с коррозией обсадных труб и аномально высоких пластовых давлений». По словам Маржери, только случайное совпадение обстоятельств не привело к перерастанию аварийной ситуации в катастрофу общеевропейского масштаба:

«Только чудо в виде сильного бокового ветра спасло экипаж, платформу от возможного объемного взрыва газа, прорыва десятка других скважин с последующим долговременным выбросом многих миллионов кубометров газа с конденсатом. Крупно повезло, Европа была спасена, но везет нечасто. Более чем в 50% мощных аварийных выбросов газа он самовоспламеняется, примерно как и при извержениях грязевых вулканов.»

Раньше некоторые такие аварии удавалось ликвидировать только с помощью атомных взрывов, но сегодня в нашем распоряжении нет и такого безумного «средства последней надежды». Но даже оно, как рассказывает Василий Богоявленский, помогало не всегда:

«В 1980-х годах в нашей Арктике при бурении скважин произошло несколько крупных катастрофических выбросов газа, которые гасили годами. В частности, на Кумжинском месторождении при гашении факела на скважине №9 пришлось применять даже атомный взрыв, который, к сожалению, не помог, а только сделал ещё хуже. Погибли четыре скважины, а сам процесс ликвидации выброса занял шесть с половиной лет».

Один из ведущих специалистов в области экологии нефтегазовой отрасли профессор В. И. Богоявленский так оценивает масштабы экономического ущерба от подобных катастроф:

«Суммарные потери товарного газа и нефти измеряются многими миллиардами кубометров, что в финансовой оценке составляет миллиарды долларов. … Россия — богатая держава, но крупные экологические катастрофы способны подорвать экономику страны.»

«На основе многолетних исследований я пришел к глубокому убеждению, что во всем мире над многими месторождениями углеводородов сформировались крупные техногенные залежи, угрожающие экосистемам осваиваемых регионов и экономической безопасности нефтегазодобывающих стран. К сожалению, аварии и катастрофы при освоении месторождений нефти и газа неизбежны и происходят во всех регионах мира.»

Сумбат Закиров и его ученики пытаются найти выход из фатальной ситуации. Они согласны с тем, что общеизвестные недостатки технологии изготовления и ликвидации скважин воспринимаются большинством специалистов как неизбежное зло и потому не корректируются с учётом огромного отрицательного опыта их применения и понимания основных причин возникновения дефектов скважин и аварийных ситуаций. Усугубляет положение тот факт, что традиционные технологии были разработаны до признания повсеместно наблюдающегося феномена восполнения нефтегазовых месторождений и его объяснения на основе нового научного понимания непрерывных и быстрых процессов воспроизводства углеводородов в системе планетарного круговорота углерода и воды (см. публикации в сюжете «Биосферная концепция нефтегазообразования»). Игнорирование этих обстоятельств приводит к некомпенсированному росту давления в скважинах и, как следствие, многочисленным аварийным ситуациям.

Месторождения, разрушенные методом гидроразрыва пласта, из возобновимых, которые можно было бы эксплуатировать практически бесконечно, превращены в «одноразовые». По-прежнему образующиеся на таких месторождениях углеводороды теперь беспрепятственно растекаются и улетучивающихся в разные стороны, что превращает территории месторождений в зоны хронической экологического катастрофы и в неустранимые источники колоссальных выбросов парниковых газов. Учитывая масштабы распространения технологий ГРП в США, причина выхода Дональда Трампа из Парижского климатического соглашения становится рациональной и экономически вынужденной. Напомним, что углеродный налог за выброс тонны метана атмосферу в ЕС в 24 раза выше, чем за тонну углекислого газа (например, в Германии €720 и €30, соответственно). Попутный газ на традицонном месторождении можно хотя бы сжечь, превратив его в СО2 и Н2О, и тем самым многократно уменьшить налоговую нагрузку. Но что вам делать, если метаном «фонит» огромная территория?

Не следует ли детально разобраться во всей этой ситуации, прежде чем слепо копировать американский опыт и начинать широкомасштабное освоение Баженовской свиты и шельфа северных морей? Тем более, что в арсенале отечественной нефтегазовой науки есть и другие, намного более рентабельные и экологически щадящие варианты наращивания национальных нефтегазовых резервов (см. статьи ведущих научных сотрудников ИПНГ РАН Андрея Шиловского «Неразведанные запасы углеводородов: недра Московского осадочного бассейна» и Азария Баренбаума «О двух путях увеличения нефтегазового потенциала Татарстана»).

* * *

При смертельной опасности и едва тлеющей надежде, самые дерзкие меры — самые безопасные.

Тит Ливий

Введение

В 2016 году ООН утвердила свою долгосрочную Программу решения актуальных проблем до 2030 года. Пять её глобальных целей так или иначе связаны с экологическими проблемами. К сожалению, экологи основное внимание уделяют атмосфере, рекам, морям, океанам, загрязнениям земной поверхности. То есть тому, что бросается глаза.

По нашему мнению, гораздо более опасны для ближайшего будущего человечества катастрофические угрозы, которые ежедневно и ежечасно созидаются всей мощью мировой отрасли нефтегазодобычи. Эти угрозы, существование которых тщательно оберегается от мировой общественности, можно назвать «бомбами замедленного действия», которые заложены газовиками и нефтедобытчиками буквально по всей планете. Последующее изложение посвящено причинам нарастания угроз локальных, региональных и глобальных экологических катастроф, которые связаны с повсеместным применением в качестве отраслевого стандарта устаревших технологий строительства и выведения из эксплуатации скважин, не соответствующих современным представлениям о процессах образования нефти и газа и игнорирующих феномен восполнения месторождений.

Эти угрозы безответственно игнорируются политиками и ангажированным экспертным сообществом, а вслед за ними и СМИ. Поэтому эти проблемы остаются неизвестными для большинства людей и экологических общественных организаций. Все наши обращения во властные структуры, вплоть до ООН, и в СМИ остаются «гласом вопиющего в пустыне». Тем не менее, как это свойственно большинству обитателей Земли, надежда авторов умирает последней.

* 1 *

На многих, если не на всех, разрабатываемых месторождениях нефти и газа существуют негерметичные скважины. Немало и так называемых заброшенных, бесхозных скважин. Недропользователи пытаются своими силами устранять негерметичности этих аварийных скважин, так как требуемых универсальных и надежных технологий изготовления и ремонта скважин не существует.

Проблема негерметичности скважин серьезно возрастает при ликвидации скважин, а тем более при прекращении процесса разработки месторождения. Технологии ликвидационных работ не гарантируют герметичность выводимых из эксплуатации скважин. Поэтому все заброшенные месторождения раньше или позже станут объектом локальной экологической катастрофы. Если ситуацию не изменить, то с увеличением количества выводимых из эксплуатации скважин и месторождений нефти и газа Земля неизбежно вступит в эпоху сначала региональных, а затем и глобальной экологической катастрофы. Месторождения сегодня разрабатываются не только на суше и на шельфе, но уже на дне морей и океанов!

* 2 *

Аварийные фонтаны нефти и газа при бурении скважин обычно связаны с человеческим фактором. Один из крупнейших представлен на Рис. 1. Этот фонтан возник 23 июня 1985 года на скважине №37 Тенгизского нефтяного месторождения, расположенного в Атырауской области Казахстанана на территории Прикаспийской нефтегазоносной провинции. Горящий столб поднимался на высоту 200 м. В воздухе ежесуточно сгорало 12−15 тыс. тонн нефти и 6−8 млн м3 попутного газа.

Рис. 1. Аварийный фонтан нефти на месторождении Тенгиз

Пожар удалось погасить только через год, убытки составили около одного миллиарда долларов. За время аварии в атмосферу было выброшено 3,4 млн тонн нефти, 1,7 млрд м3 горючих газов, 850 тонн меркаптанов и 900 тысяч тонн сажи. Заболеваемость населения Атырауской области выросла на 50%.

Документальный фильм об аварии на скважине №37.

Другой крупнейший прецедент произошел в конце 1963 года в Узбекистане на газовом месторождении Урта-Булак. Горящий газовый фонтан сжигал ежедневно около 12 млн м3 газа, что примерно соответствует ежедневному потреблению современных Санкт-Петербурга, Новой Зеландии или Финляндии. Газ Урта-Булака также содержит сероводород.

Документальный фильм «Тушение газового пожара ядерным взрывом».

Фонтан горел в течение почти трёх лет (1074 дня), пламя достигало высоты 70 метров. Потушить фонтан удалось только осенью 1966 года методом подземного подрыва термоядерного заряда.

Перечисленные случаи — среди самых известных, но далеко не единичных как в отечественной, так и в мировой истории нефтегазодобычи.

До сих пор у всех на памяти события 2010 года, когда гигантский фонтан из-за нарушения герметичности добывающей скважины на глубине 1500 метров возник в Мексиканском заливе. За 152 дня в Мексиканский залив вылилось около 5 млн баррелей нефти, нефтяное пятно достигло площади 75 тыс. км2.

Рис. 2. Тушение пожара на платформе Deepwater Horizon

Ликвидирован он был почти через год с убытками в $1 млрд и гибелью 11 нефтяников. На Рис. 2 и 3 даются некоторые фрагменты соответствующей катастрофы. Она многими расценивается в качестве планетарной, глобальной.

Рис. 3. Снимок со спутника NASA нефтяного пятна в дельте Миссисипи, образовавшегося вокруг буровой платформы Deepwater Horizon 24 мая 2010 года. Нефтяной разлив достиг Норвегии

Частные локальные катастрофы, связанные с негерметичностью, не выносятся на публику. Одна из них описана в [1]. Группа экологов исследовала территорию рядового разрабатываемого месторождения N. Они пробурили 15 оценочных скважин глубиной от 50 до 70 м. В пробах грунта выявились 20-кратные превышения ПДК (предельно допустимой концентрации) по содержанию нефти. На Рис. 4 показаны зафиксированные карстовые емкости, заполненные нефтью.

1
Рис. 4. Загрязненные нефтью источники водоснабжения и карстовые полости

Практически на каждом месторождении имеет место какие-либо негативные последствия от разгерметизации скважин. Например, согласно [2], анализ 725 скважин показал, что продолжительность эксплуатации скважин до разгерметизации составляет 14 лет.

По данным разных авторов, в России минимально 10−15 тысяч скважин нуждаются в переликвидации. В США имеется около 3 млн заброшенных скважин, включая около 3500 в Мексиканском заливе. Правительство Великобритании испытывает затруднения в выполнении обязательств по финансированию утилизации немалого числа отслуживших морских платформ со скважинами и оборудованием. Spencer Johnson в работе [3], а также авторы отчета [4] приводят многочисленные примеры неблагополучия с негерметичностью скважин в США и состоянием ликвидационных работ. И так далее.

На уникальных газовых месторождениях, например, на севере Западной Сибири, негерметичность скважин сказывается в ежедневном сбросе в атмосферу немалых объемов газа по затрубному пространству [5].

Уже отмечалось, что катастрофы на многих месторождениях, включая гигантское Тенгизское нефтяное месторождение (Казахстан), газоконденсатное Астраханское месторождение (Россия), также гигантское, будут предельно опасными. Ибо в газах этих месторождений содержится огромное количество сероводорода (H2S).

* 3 *

Несколько слов о восполняемости запасов и пластовой энергии в забрасываемых месторождениях нефти и газа. Ибо от этих факторов и от времени зависят возможные фонтаны и негативная интенсивность их функционирования.

Восполняемость запасов нефти, газа и пластового давления (энергии) на сегодня не является новостью. Достаточно, например, сослаться на труды конференций, посвященных 100-летию со дня рождения академика П.Н. Кропоткина [6, 7].

Восполняемость запасов нефти уже не вчера (а ранее) проявила себя в Азербайджане, Чечне, на месторождениях Урало-Поволжья. Правда, не на больших. На них идет вторичная добыча нефти [8].

Авторам на примере Шебелинского газоконденсатного месторождения (ныне на территории Украины) удалось «на кончике пера», на цифрах выявить и учесть феномен восполнения запасов газа [9, 10]. В качестве исходной информации использованы зависимости, приводимые на Рис. 5 и 6. Рис. 5 говорит о том, что накопленная добыча газа на данном месторождении превысила его начальные запасы.

Рис. 5. Зависимость пластового давления от накопленной добычи газа для Шебелинского месторождения

На Рис. 6 цифрой 1999 отмечено время, начиная с которого, в согласии с рекомендацией одного из авторов, добыча из месторождения составляла порядка 2,5 млрд м3 газа. Среднее пластовое давление перестало снижаться. Месторождение превратилось в «вечный двигатель», что объясняется равенством темпов отбора газа и притока глубинного газа. Динамика добычи газа после 2007 года не показана на Рис. 6 из-за отсутствия у авторов исходной информации.

Рис. 6. Зависимость приведенного давления от времени для Шебелинского месторождения

Что касается притекающего глубинного газа, то природа его слагается из ряда источников, указанных в авторских и иных публикациях [9, 6, 7 и др.]. Притекающий глубинный газ (или нефть) становится восполнителем запасов углеводородов, а также энергии (давления) в пласте заброшенного месторождения.

Авторы не решаются даже начать обсуждать проблему аварийных фонтанов из ликвидированных скважин при их сооружении в незамерзающих морях, после ликвидации материнских платформ. Ещё более страшны по последствиям возможные фонтаны (извержения) на скважинах с подводным закачиванием в условиях арктического шельфа. А ведь именно с освоением залежей нефти и газа в Арктике сегодня связываются большие надежды [11].

Нет технологий ликвидационных работ на арктическом шельфе. Трудно представить возможные последствия нефтяного или газового фонтана, возникшего под слоем льда, ибо углеводороды неконтролируемо будут растекаться в океане под ледяным покровом.

Авторы считают необходимым принять мораторий на разработку месторождений нефти и газа в Арктике. До создания требуемых надежных, апробированных технологий.

Таким образом, все ликвидируемые месторождения с сопутствующими скважинами рано или поздно, в том или ином объеме станут объектами возникающих локальных, региональных или глобальных экологических катастроф. А сами скважины и являются «бомбами замедленного действия» того или иного калибра. Это азбучная истина.

*4 *

Сегодня научно-технический «прогресс» нефтегазового недропользования вывел на новый «инновационный» уровень экологию земных недр. Всё началось со «сланцевой революции» — с началом активной разработки в США месторождений нефти и газа из сланцевых отложений, характеризующихся очень низкой проницаемостью пород.

«Успехи» в добыче нефти и газа проявились за счет новой технологии — многостадийного гидроразрыва пласта (МГРП). На Рис. 7 дается схема МГРП в случае бурения горизонтальной скважины [12]. Вертикальные трещины создаются за счет МГРП. В результате МГРП не только нефть (или газ) поступают в горизонтальный ствол скважины, но и технологические жидкости. Также углеводороды фильтруются к земной поверхности, загрязняя недра и артезианские пласты. Ряд штатов в США уже наложили вето на применение данной технологии.

Рис. 7. К схеме расформирования запасов нефти и газа при применении МГРП

В нашей стране низкопроницаемые баженовские, доманиковые отложения тоже стали осваивать с созданием трещин МГРП, число которых доходит до 30 на скважину [13]. А расход песка на одну скважину достиг объема в 500 тонн! При этом трещины дырявят кровли пластов, открывая пути для загрязнения земных недр и водоносных горизонтов, а также атмосферы. В случае выбытия месторождения и скважин из эксплуатации они будут, благодаря трещинам, продолжать загрязнять недра Земли, атмосферу, плодородные почвы. Кроме того, для ГРП и МГРП немалое количество техники приходится завозить из США.

*5 *

Авторы на тему ожидаемых катастроф на консервируемых месторождениях уже опубликовали несколько статей [14−16], безрезультатно отослали письма в различные государственные инстанции, включая Министерство природных ресурсов и экологии. Зря понадеялись на поддержку Евразийского горно-геологического форума в Белоруссии в 2016 году.

Никакого ответа авторы не получили и от 15 ведущих газет США и Англии, а также отраслевых журналов Oil and Gas Journal и Journal of Petroleum Technology. Как отмечено, только два отечественных журнала [14, 15] и газета [16] отнеслись с пониманием к приближающейся беде.

По наивности авторы пробовали опереться на поддержку структур ООН и её генерального секретаря Пан Ги Муна. Безрезультатно. В обращённом к нему послании были высказаны следующие соображения по решению задачи предотвращения запрограммированного перехода большинства нефтегазовых скважин и месторождений в аварийное состояние при использовании современных технологий:

1) Традиционный путь научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ (НИОКР) с постановкой проблемы, выработкой условий конкурса, заключения договора с выбором исполнителя, выплатой долгожданного аванса для решения данной задачи не подходит. Тем более, что многие тендеры коррумпированы. Многолетний опыт показывает, что победитель конкурса нередко оказывается непрофессиональным, а средства и время будут потеряны.

2) В данном случае ООН целесообразно объявить свой Всемирный конкурс на лучшую технологию ликвидационных работ для эксплуатирующихся скважин. Требования к искомой технологии предельно просты: обеспечить длительную надежную ликвидацию скважин вне зависимости от их конструкции и технического состояния до ликвидации, а также комплекса воздействующих на скважину геолого-физических процессов, включая приливную динамику, сейсмоактивность, коррозию обсадных труб и т.п. Ни одна из действующих сил не должна привести к потере герметичности ликвидируемой скважины.

3) Срок конкурса — 3 месяца, время открытого (публичного) конкурсного рассмотрения заявок — не более 1 месяца. Если заявок будет много, то работают 2−3 экспертные группы. Присуждается только одна премия в размере $1 млн, что много меньше стоимости одной скважины.

4) Подбор экспертов и работу экспертных групп организует SPE, всемирно признанное Общество инженеров-нефтяников.

5) Комитет по патентам США, с подачи SPE, выдает патент США победителю конкурса через пять дней после экспертной процедуры.

6) SPE инициирует затем срочную процедуру получения патентов на технологию в Китае, Норвегии, России, Англии, Франции, Италии, в Иране и др. странах.

7) SPE сразу после конкурса привлекает одну из нефтегазовых компаний для реализации ОПР (опытно-промышленных работ) на 3−5 скважинах на разных месторождениях, с целью выявления достоинств и недостатков премированной технологии.

8) Если независимые и повторные ОПР не подтвердят результативность премированной технологии, то через месяц после экспертных заключений реализуется второй аналогичный конкурс. И так далее, до достижения Цели с большой буквы.

9) После разработки безопасной технологии ликвидации вновь выводимых из эксплуатации скважин, возможно, потребуется провести аналогичный конкурс для скважин, которые уже прошли традиционную процедуру ликвидационных работ. Так как, скорее всего, технология ликвидации новых скважин будет пригодна для скважин, которые были ликвидированы ранее по традиционным технологиям.

10) SPE целесообразно привлечь внимание нефтегазовых компаний к проблеме недопустимости применения многостадийных ГРП с точки зрения экологической безопасности.

* 6 *

Разработка технологий заканчивания и ликвидации скважин не являются прерогативой авторов, однако сама ситуация заставила нас искать решение проблемы [12]. Предлагаемая нами технология, в отличие от традиционных методов, обеспечивает повышенную герметичность скважины при её заканчивании и ликвидации, а также обеспечивает возможность извлекать из скважины колонну труб и повторно использовать металл после переплавки. Для множества скважин, законченных и ликвидированных по традиционным технологиям, также предложены решения по мониторингу и эффективному устранению возможной негерметичности.

Приведённое ниже в данной главе детальное описание предлагаемых технологий адресовано преимущественно специалистам, и его можно без потери общей логики нашей аргументации спокойно пропустить.

Прежде всего, объектом критики авторов выступил цементный раствор, используемый при повсеместном заканчивании скважин и их ликвидации. На замену ему авторы предложили герметизирующий агент на основе гудрона (или битума / битумного композита), который решает проблему и сопутствующие ей «мини"-проблемы.

Для дальнейшего изложения технологии заканчивания скважины при её бурении на Рис. 8 приведена схема забоя скважины [12]. Эта нетрадиционная схема родилась вследствие перехода с цементного раствора на указанные герметизирующие агенты.

Рис. 8. Схема забоя скважины (пояснения в тексте)

На Рис. 8 цифры 5, 8 относятся к массиву разбуренной горной породы. Всё остальное свободное внутреннее пространство в момент завершения процесса бурения заполнено буровым раствором (полимерным или иным раствором химреагентов на водной или углеводородной основе). Буровой инструмент уже извлечен из скважины, поэтому на схеме он отсутствует.

Первая выполняемая операция заключается в спуске обсадной (эксплуатационной) колонны труб под номером 1. Отметим, что таких колонн труб бывает 2−3 единицы и более, в зависимости от глубины забоя скважины, заканчиваемой подошвой продуктивного пласта 7. Нам достаточно остановиться на одной, последней обсадной колонне, так как на других обсадных колоннах технологические операции аналогичны.

В отличие от существующей практики, в нижней части обсадной колонны высверлена совокупность отверстий диаметром 1−2 см, располагаемая от подошвы пласта 7 до отметки ниже кровли продуктивного пласта 6. Довольно часто забой скважины бывает ниже отметки подошвы пласта 7.

Другая нетрадиционная особенность обсадной колонны 1 в том, что на отметке кровли пласта к ней прикреплен заколонный пакер 2. До определенного момента, о котором будет сказано позже, пакер не раскрывается.

Вторая операция заключается в устранении бурового раствора из внутреннего и затрубного объемов обсадной колонны. Для этого с устья скважины в затрубное пространство закачивают азот. Азот в направлении сверху вниз вытесняет буровой раствор из затрубного пространства, через пакер и отверстия 3 — соответственно и из внутренней части обсадной колонны к устью скважины. Закачка азота продолжается до появления его на устье скважины без признаков бурового раствора.

После этого пакер 2 раскрывается для разобщения затрубного пространства выше и ниже пакера. С этого момента часть азота из затрубного пространства сбрасывается, например, в атмосферу. В затрубное пространство подается герметизатор. В качестве герметизатора выступает расплавленный гудрон, битум или битумный композит. Подача осуществляется таким образом, чтобы часть затрубного пространства на устье скважины оставалась открытой для выхода замещаемого герметизатором азота.

При этом температуру в затрубном пространстве поддерживают (с момента закачки герметизатора) на требуемом уровне путем прогрева обсадной колонны. Прогрев осуществляется за счет электричества или организации циркуляции разогретой воды (или иного теплоносителя) внутри обсадной колонны. Циркуляция теплоносителя организуется путем спуска колтюбинга (колонны гибких труб). Контроль за температурой по глубине в затрубном и внутритрубном пространстве осуществляют термодатчиками.

После затвердения герметизатора в затрубном пространстве в скважину спускают колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) с глубинным насосом или иную эксплуатационную компоновку и приступают к добыче нефти.

Авторы не абсолютизируют перечисленные герметизаторы. Ибо современная химия способна предложить иные готовые или разработать новые вещества с подходящими свойствами для использования их в качестве герметизаторов. В любом случае, специалисты-химики необходимы для адаптации и внедрения технологии, так как термобарические условия и иные факторы на разных месторождениях не одинаковы.

Достоинства предлагаемой технологии заканчивания скважин заключаются в следующем:

1) Согласно традиционной технологии, цементирование затрубного пространства осуществляют за счет закачки с устья скважины цементного раствора в обсадную колонну, откуда цементный раствор снизу вверх поступает в затрубное пространство, и его продавливают практически до устья скважины. Испытания и геофизические исследования скважин показывают, что при этом не всегда достигается их герметичность. Поэтому требуются дополнительные, затратные технологические решения для ликвидации негерметичности. Предлагаемый в авторской технологии разжиженный рабочий агент за счет возможности термического регулирования текучести будет более равномерно распределяться в пределах затрубного пространства. А за счет более высокой (и регулируемой с использованием композитов) адгезии к поверхности горной породы создавать с ней более надежный контакт. В случае же традиционной закачки цементного раствора на высоту от 1000 до 5000 метров и более невозможно надеяться на его равномерное распределение в затрубном пространстве, что подтверждается данными о негерметичности эксплуатируемых скважин.

2) Традиционная закачка цементного раствора на указанные высоты (против гравитации) требует использования нескольких мощных насосных агрегатов. Необходимы также мощные смесительные агрегаты для замешивания цементного раствора.

В авторском варианте необходимы затраты энергии на вытеснение бурового раствора азотом из внутренности обсадной колонны к устью скважины до момента его появления на устье скважины. Такие затраты энергии значимо меньше по сравнению с закачкой цементного раствора в затрубное пространство.

3) При традиционной технологии, операция цементирования приводит к проникновению в призабойную зону пласта цементного раствора. Для создания сообщаемости пласта со скважиной производят недешевые перфорационные работы. Однако они лишь частично восстанавливают природное (возможное) сообщение призабойной зоны пласта со скважиной. Соответствующий негативный эффект снижения продуктивности скважины отсутствует в авторской технологии.

4) Авторская технология, потенциально, вообще не нуждается в затратных работах на перфорацию. Это важно и потому, что перфорационные работы к тому же нарушают целостность (герметичность) цементного камня в затрубном пространстве.

5) Перфорационные работы проводятся обычно при наличии в обсадной колонне рабочего, инородного жидкостного агента по отношению к нефти (или газу). Известно, что это резко ухудшает проницаемость призабойной зоны пласта для нефти, а значит, и дебит скважины по нефти. Перфорационные работы обычно сопровождаются спуско-подъемными операциями, что также ухудшает коллекторские свойства продуктивного пласта в призабойной зоне.

Указанные технические и технологические недостатки не присущи авторской технологии.

Ликвидационные работы на добывающих, нагнетательных и других скважинах, выбывающих из фонда эксплуатационных, также являются частью Проблемы. Поэтому сейчас в рассмотрении участвуют скважины, сооруженные по только что изложенной технологии. Соответственно, схема забоя скважины остается той же. А забойное оборудование (НКТ, насос) к моменту ликвидационных работ уже является извлеченным из скважины.

В авторской ликвидационной технологии осуществляется сразу процедура нагревания герметизатора в затрубном пространстве до уровня приемлемой его подвижности (вязкости, текучести).

Практически одновременно обсадная колонна чуть выше (на 10−20 см) затрубного пакера распиливается резцом или пескоструйным инструментом. Производится извлечение обсадной колонны из скважины. При этом расплавленный герметизатор выполняет роль смазки. Трубы обсадной колонны направляются на соответствующие заводы по переплавке труб и производству новых труб.

Расплавленный рабочий герметизатор продолжают закачивать в бывшее затрубное пространство до заполнения выбуренного объема герметизатором. На устье скважины затем создают небольшое давление для уплотнения герметизатора в выбуренном объеме пласта. После остывания и затвердения герметизатора на устье скважины устанавливают тумбу и табличку с номером скважины и сведениями о недропользователе.

6) Извлекаемые обсадные трубы получают «вторую жизнь». При этом, как ни странно (но важно), попутно ослабляется экологическая проблема в горнорудной отрасли по извлечению железной руды из-за сокращения потребности стали в мире. Сокращаются затраты энергии на транспортировку руды, ее переработку. Экономия энергии на всех этапах влечет за собой сокращение потребности в добыче нефти, газа, необходимых для их сжигания на разных задействованных объектах.

7) Ликвидированная скважина без металла в своем объеме уже не подвергается коррозионным процессам. Надежная герметизация от возможного притока нефти и газа из пласта гарантируется «гудронной пробкой» на забое и вдоль пробуренного ствола скважины. Тектонические, сейсмические процессы уже не в состоянии разрушительно воздействовать на ствол скважин. Ибо скважина становится составной частью окружающих горных пород с практически нулевой пористостью и проницаемостью герметизирующей пробки. Кроме того, за счет вязкопластических свойств гудрона/битума минимизируется возможность формирования в «пробке» нарушений сплошности (трещин) и обеспечивается их самозалечивание в случае, если они всё же возникнут.

8) Ранее, согласно лабораторным исследованиям, считалось, что цементный камень характеризуется нулевой пористостью и проницаемостью. Такая точка зрения проистекала от общего мнения, что проницаемость менее 1 миллидарси ни в каких случаях и процессах нет смысла учитывать. Однако сланцевая революция показала, что благодаря многостадийным ГРП нефть, газ добываются из сланцев с проницаемостью до 0,001 миллидарси, благодаря увеличению поверхности контакта пласта со скважиной. Исходя из этих данных, допущение о низкой проницаемости цементного камня не соответствует действительности, и потому цементная колонка в принципе не способна обеспечить несообщаемость скважины со вскрытыми пластами за пределами цементного камня. Таким образом, получается, что именно цементирование является главным недостатком традиционных технологий изготовления скважин, «гарантирующих» их негерметичность после проведения ликвидационных работ.

Две изложенные технологии применимы к вновь бурящимся скважинам. К сожалению, в мире огромно количество скважин, ликвидированных по традиционным технологиям. Для них первая технология уже не нужна. А вторую технологию соответственно также нельзя применить, так как в них отсутствуют предлагаемые герметизаторы.

9) Поэтому на всех ликвидированных скважинах следует организовать ежегодный мониторинг за устьевым давлением. Устьевое давление будет мерилом интенсивности восполнения запасов нефти и газа в заброшенном месторождении, а значит — и пластового давления.

10) В случае интенсивного нарастания устьевого давления, в такой скважине следует давление стравить, что приведет к его уменьшению и в призабойной зоне скважины. Затем осуществить закачку в скважину разогретого герметизатора. Благодаря своей текучести и адгезионной способности, герметизатор заполнит дыры в металле от коррозии, трещины от тектонических подвижек и т.д.

В такой ситуации исправить прошлое невозможно, но бдительность на таких скважинах и месторождениях необходима. Закачка герметизатора, требующая небольших затрат, гарантирует экологическую безопасность законсервировнных скважин и месторождений и предотвратит появление очередных «нефтегазовых Чернобылей и Фукусим».

11) Авторы прекрасно осознают, что предлагаемые нами решения могут оказаться невостребованными, потому что, наверняка, будут придуманы ещё более оригинальные и надежные решения. Для нас более важно показать глобальный характер постоянно нарастающей экологической угрозы, вызванной негерметичностью ликвидируемых нефтяных и газовых скважин.

Необходимо понять, что недостатки существующих традиционных технологий ликвидации скважин — только провоцирующий фактор. Главный их недостаток связан с игнорированием общепризнанного феномена восполнения месторождений, как бы его ни объяснять, именно он является коренной причиной. Если будет официально признано понимание углеводородов как возобновимого и даже неуничтожимого ресурса планеты, являющегося частью углеродного круговорота планеты [19], то это потребуется радикально пересмотреть стратегию дальнейшего развития нефтегазовой отрасли в целом и базовых технологий добычи нефти и газа.

* 7 *

Для привлечения внимания к нарастающей глобальной угрозе, которая нам как специалистам представляется неизбежной при сохранении традиционных технологических подходов в нефтегазовой отрасли, авторы приняли решение об участии в авторитетном конкурсе, который ежегодно проводится Академией технологий Финляндии. Мы предложили бесплатно воспользоваться нашими идеями и технологическими разработками всем нефтегазовым компаниям мира. Но, как ни странно, наше предложение было проигнорировано, не получив ни положительных, ни критических откликов.

Мы долго обсуждали, почему наш анализ проблемы и предлагаемые решения не вызывают никакого интереса ни в ООН, ни у правительств России и других стран, ни у самих нефтегазовых компаний, которым реальная ситуация в отрасли прекрасно известна. И вот к какому выводу пришли.

Не только наши, но и множество иных инноваций, включая «прорывные» и «революционные», в нашей стране не реализуются из-за многочисленных барьеров научно-технического прогресса, частных и всеобщих, фундаментальных и случайных. Возможно, не первым по значению, но первым по порядку (и уже непреодолимым барьером для большинства наших учёных) оказывается вопиющий непрофессионализм российского бюрократического аппарата. «Низкий профессионализм» в данном случае не вполне адекватное выражение, так как у нас повсеместно теперь «пироги пекут сапожники» — в России сегодня практически всем руководят профессиональные финансисты и менеджеры, а как с сапожниками у нас к ним претензий нет. Поэтому скорее речь идет не о квалификации, а об отборе и расстановке управленческих кадров.

Для преодоления данного барьера, вставшего на пути внедрения их разработок, авторы вынуждены были разработать Методологию обеспечения страны квалифицированными и патриотичными бюрократами [18]. Сущность методологии не в назначении, а в конкурсном формировании их кадрового состава, по образцу конфуцианского Китая.

Мы также глубоко уверены, что без морального очищения и восстановления в общественном сознании высших гуманистических идеалов никакое дальнейшее развитие страны и мира принципиально невозможно. Нас ежедневно убеждают, что реальная политика может быть только макиавеллевской, что политики и чиновники должны постоянно лгать, и по-другому быть не может, что бизнес принципиально строится на рекламе и обмане, что аномия — оборотная медаль свободы и неизбежная плата за желание жить в якобы свободном демократичном обществе, цифровизация экономики, которая свелась к внедрению технологиям тотального контроля и кибернетического рабства, подаётся как светлый путь развития человеческой цивилизации.

Поэтому в основании методологии нам необходима национальная идея России [17], новый гуманистический образ будущего, новые идеалы, предусмотрительно законодательно запрещённые действующей конституцией. Не помешала бы нам и Клятва патриота, сначала для всех политиков и госслужащих, аналогичная той, которая использовалась когда-то в США и нарушение которой не «каралось» бы переводом на другую должность [17].

Инновационное лидерство США объясняется двумя взаимосвязанными элементарными факторами, завязанными на финансы:

1) привлечением талантливых людей во всех сферах, включая науку, со всего мира, включая Россию.

2) выделением несметных расходов на науку и инновационные исследования.

Играя по навязанным правилам, у нас нет никаких шансов. Нам нужен свой проект, своё будущее. И для этого у нас есть главное — наш уникальный исторический опыт: опыт выживания в тяжелейших условиях, опыт Победы, опыт стремительного возрождения, опыт альтернативного развития, полученный в рамках Советского эксперимента, опыт искренней дружбы народов, опыт политического и технологического мирового лидерства, и, наконец, у нас есть традиция великой науки и великой культуры. Грех не воспользоваться!

* * *

Список литературы

1. Середин В. В., Пушкарева М. В., Лейбович Л. О. и др. Изменение геологической среды при разработке месторождений в сложных горно-геологических условиях. // Нефтяное хозяйство, №12, 2014, с. 153−155.

2. Хузина Л. Б., Любимова С. В., Сливченко А. Ф., Голубь С. И., Исмагилов Ф. З. Применение технологий устранения негерметичности эксплуатационных колонн на примере скважин НГДУ ПАО «Татнефть». // Нефтяное хозяйство, №12, 2015, с. 121−123.

3. Abandoned oil and gas wells are leaking methane across the USA // [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://inhabitat.com/abandoned-oil-and-gas-wells-are-leaking-methane-across-the-usa/.

4. Plugging and abandonment of oil and gas wells. // Working Document of the NPC North American Resource Development Study Made Available September 15, 2011, Paper #2−25. [Электронный ресурс] Режим доступа: http://www.npc.org/Prudent_Development-Topic_Papers/2−25_Well_Plugging_and_Abandonment_Paper.pdf.

5. Райкевич С.И. Обеспечение надежности и высокой продуктивности газовых скважин. — М.: ООО «ИРЦ «Газпром», 2007. — 247 с.

6. Дегазация Земли: геодинамика, геофлюиды; нефть и газ; углеводороды и жизнь. / Материалы Всероссийской конференции с международным участием — М.: ГЕОС, 2010. — 712 с.

7. Дегазация Земли и генезис нефтегазовых месторождений (к 100-летию со дня рождения академика П.Н. Кропоткина) / Сборник материалов конференции — М: ГЕОС, 2012. — 516 с.

8. Халимов Э. М., Лозин Е. В. Вторичная разработка нефтяных месторождений Башкортостана. — 2-е изд. — СПб.: ФГУП «ВНИГРИ», 2013. — 182 с.

9. Закиров С. Н., Индрупский И. М., Закиров Э. С., Закиров И. С. и др. Новые принципы и технологии разработки месторождений нефти и газа. Часть II. — М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2009. — 484 с.

10. Закиров С. Н., Кондрат Р. М., Волосник Е. А., Баренбаум А. А., Закиров Э. С., Лукманов А. Р. Возобновляемость запасов нефти и газа. Прогноз и факты. // Тр. II Международного научного симпозиума «Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов», Москва, ВНИИнефть, 15−16 сентября 2009 г. Том II. С. 157−161.

12. Международная научно-техническая конференция «Нефть, газ Арктики» / Москва, 27−29 июня 2006 г. Тезисы докладов. — РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина. — 252 с.

12. Закиров С. Н., Закиров Э. С., Индрупский И. М. Глобальные проблемы Человечества и пути из преодоления. М.: ИП Лысенко. PRESS-BOOK.RU, 2017, 155 с. ([Электронный ресурс] Режим доступа: http://goo.gl/MBjNeV)

13. Черевко С. А., Янин К. Е. Первые результаты эксплуатации горизонтальных скважин с многостадийными гидроразрывами на баженовско-абалакском комплексе Пальяновской площади // Нефтепромысловое дело, 2017, №7, с. 20−28.

14. Закиров С. Н., Закиров Э. С., Индрупский И. М., Аникеев Д. П. Негерметичность скважин — путь к экологической катастрофе // Бурение и нефть №1 2016, с. 60−62.

15. Закиров С. Н., Закиров Э. С., Индрупский И. М., Аникеев Д. П., Лобанова О. А. Остережения от глобальной экологической катастрофы // Энергия: экономика, техника, экология, 7/2016, С. 36−41.

16. Закиров С.Н., Закиров Э. С., Индрупский И. М.: Худые скважины, или Угроза глобальных экологических катастроф. // Советская Россия, 31 янв. 2017 г.

17. Закиров С. Н., Закиров Э. С., Индрупский И. М. Абсолютные Истины Мироздания и Нового Миропонимания. М.: ИП Лысенко А.Д. PRESS-BOOK.RU. 2018 — 270 с. (https://goo.gl/UwnccU).

18. Закиров С. Н., Индрупский И. М., Закиров Э. С. Заповеданная Новая Россия. — М.: 2014. — 400 с. (http://goo.gl/F1846c).

19. Баренбаум А. А. О возрасте нефти в залежах. // Георесурсы. 2017. Т.19. №1. С.30−37.