параллакс фон

Инновации для шельфа. Инженерно-геологические технологии для работы в акваториях Арктики

Геомодель-2016
Арктический шельф России: инновационный вектор развития отечественной морской геофизики
24.11.2016
Журнал РАЗВЕДКА И ОХРАНА НЕДР 10-2017
Инновационный вектор развития ОАО «МАГЭ» — Основа стабильного развития компании
30.10.2017
Neftegaz.ru offshore
2017 г., №1, стр. 120 - 124

В статье рассматриваются инновационные технологии, используемые при проведении морских инженерно- геологических изысканий на арктическом шельфе россии, которые демонстрируют инновационный вектор развития отечественной морской геофизики. В качестве наиболее значимых отмечены сейсмика высокого разрешения, акустическая съемка ультравысокого разрешения и работы с автономным телеуправляемым подводным аппаратом. Сейсмика высокого и ультравысокого разрешения были использованы для детального расчленения верхней части разреза с целью обнаружения газовых «линз» и залежей газогидратов, а также для прогнозирования скоплений мелкозалегающего газа в верхней части разреза. Выполненные в охотском море работы с подводным аппаратом показали его высокую эффективность при оценке герметичности подводных трубопроводов, заглушенных устьев скважин и целостности подводных инженерных коммуникаций.


А.Г. Казанин, Г.С. Казанин, Г.И. Иванов, М.В. Саркисян

УДК 550.83 551.35 553.98 (985)
 

В данной статье авторы сфокусировали внимание на арктическом шельфе России и тех технологиях, которые демонстрируют инновационный вектор развития отечественной морской геофизики при выполнении инженерно-геологических изысканий. Сегодня, когда заходит речь о конкурентоспособности российской морской геофизики, яркой иллюстрацией производственного и научного потенциала при выполнении геофизическихи сследований в сложнейших климатических условиях арктического шельфа можно смело назвать ОАО «Морская арктическая геологоразведочная экспедиция» (МАГЭ) [1].

Инженерно-геологические исследования являются относительно новым направлением деятельности компании [2]. В настоящее время МАГЭ выполняет практически весь спектр инженерных изысканий, включая сейсмическую съемку высокого разрешения; акустическую съемку ультравысокого разрешения; батиметрическую сьемку; магнитометрию; гидролокацию бокового обзора (ГЛБО); статическое зондирование; пробоотбор, бурение инженерно-геологических скважин (с глубиной по грунту до 50 м при глубинах до 300 м); обследование объектов с помощью телеуправляемых аппаратов; геодезию; литодинамику, гидрометеорологию; экологические изыскания; мониторинг течений, уровней волн, приливно-отливных явлений, толщины льда и т.д. [3]. Наряду со стандартными методами исследований (бурение, пробоотбор, высокочастотная геоакустика, непрерывное сейсмоакустическое профилирование, статическое зондирование, гидролокация бокового обзора, магнитометрия, батиметрическая съемка) хотелось бы отметить инновационные технологии, которые использует компания МАГЭ для проведения инженерно-геологических работ.

Говоря об инновационных методиках работ, в первую очередь хотелось бы выделить сейсмику высокого разрешения, акустическую съемку ультравысокого разрешения и работы с автономным телеуправляемым подводным аппаратом.


Сейсмика высокого разрешения

Сейсмика высокого и ультравысокого разрешения используются в первую очередь нами для детального расчленения верхней части разреза с целью обнаружения газовых «линз» и залежей газогидратов [4] , а также для прогнозирования скоплений мелкозалегающего газа в верхней части разреза.

Своевременное обнаружение скоплений газа в верхней части разреза является актуальной задачей при разведке и разработке месторождений углеводородов на шельфе. Избыточные пластовые давления, возникающие в таких газовых карманах, представляют значительные риски при строительстве скважин и размещении подводных объектов обустройства.

Впервые данная технология была применена нашей компанией на акватории Баренцева моря [5]. Были выполнены опытно-методические работы, показавшие высокую информативность и эффективность технологии при обнаружении и картировании газовых линз в верхнем слое осадков.

На первом этапе выполнения работ такого уровня, мы использовали импортную специализированную твердотельную сейсмическую косу голландского производства (компании Hydroscience Technologies) с шагом между датчиками 6,25 м. Сейчас, «во времена импортозамещения» для выполнения этих работ мы используем современное оборудование отечественного производства – российской компании «Си Технолоджи Инструмент», Геленджик (рис. 1, [6]).

Отличительной особенностью регистрирующей системы этого комплекса, изготовленного российской компанией, является уменьшенный шаг между каналами сейсмокосы (6,25 м и 3,125 м), что позволяет значительно повысить детальность сейсмического разреза.

Цифровая телеметрическая система XZone® Bottom Fish с нейтральной плавучестью имеет не менее 192 каналов (2 вспомогательных канала), обеспечивая базу приема в пределах 1200 м, имея длину активной секции 75 м с 12 каналами Расстояние между центрами групп – 6,25 м. Длительность записи – 2000 мс с шагом дискретизации 0,5 мс.

Для проведения сверх высокоразрешающей сейсморазведки используется аналогичная коса с нейтральной плавучестью, имеющая несколько иные характеристики: расстояние между центрами групп – 3,125 м, база приема – 300 м, количество каналов – не менее 48, шаг дискретизации – 0,125-0,250 мс, длительность записи – 500 мс. Стабилизация сейсмокосы на заданной глубине осуществляется при помощи компасных контроллеров глубины DigiBird 5011Е. Положение сейсмокосы непрерывно выводится на дисплей управляющего контроллера DigiCOURSE в табличной и графической форме. На конце сейсмической косы установлен концевой буй PartnerPlast 800L, оборудованный проблесковым маячком, радаром-рефлектором и GNSS приемником.

В 2012-2016 годах основное внимание было сосредоточено на объектах месторождений восточного шельфа о. Сахалин в Охотском море, где и выполнялись работы с использованием сейсмики высокого разрешения (рис. 2). Одной из причин пристального внимания к данной проблеме послужила авария на скважине 2 в Охотском море.


Результаты

По результатам сейсмических исследований 3D в верхней части разреза устанавливаются аномалии типа «яркое пятно» и их контуры (рис. 3). Такие аномалии могут служить диагностическим признаком заражения верхней части разреза природным газом

Интерпретация сейсмических данных производилась в программном пакете Kingdom Software. Для более удобного ранжирования аномальных зон в изучаемом разрезе были выделены основные отражающие горизонты. Детальный анализ сейсмических разрезов показал наличие большого количества амплитудных аномалий разной мощности и размеров в пределах выделенных сейсмических комплексов.

Максимальный риск при проведении буровых работ связан с наличием на сейсмических разрезах амплитудных аномалий, предположительно приуроченных к газонасыщенным отложениям, и разрывным нарушениям, которые, вероятно, служат каналами миграции газа вверх по разрезам. Для анализа и идентификации аномальных зон нами использовались следующие признаки: очень высокие амплитуды отражений (более чем в 10 раз превышающие среднее значение по латерали), высокие амплитуды отражений (более чем в 5 раз выше среднеего значения по латерали), инверсия фаз отражений (смена полярности), «прогибание» осей синфазности под аномалией, обусловленное уменьшением значений скорости («скоростной эффект»), резкое уменьшение амплитуд по латерали, не связанное с разрывными нарушениями, поглощение высоких частот под аномалиями, высокие значения AVO-атрибута – произведение интерсепта на градиент, ослабление амплитуд под аномалией, приуроченность аномалий к ослабленным зонам (в т.ч. системам разломов) (рис. 4). Совокупность всех перечисленных признаков указывает на значительную загазованность отложений верхней части разреза. Аномальные зоны характеризуются в основном субгоризонтальной формой по латерали, а также небольшой мощностью.

Рис. 4. Пример картирования областей аномально высоких амплитуд волнового поля по данным 2D и 3D съемки

Рис. 4. Пример картирования областей аномально высоких
амплитуд волнового поля по данным 2D и 3D съемки

Каждому фактору было определено весовое значение. Оценка производилась по 10-балльной шкале. После ранжирования всех составляющих по совокупности вклада каждого из факторов была составлена классификация амплитудных аномалий по степени риска для бурения. Интегрированный показатель оценки степени риска определялся на основе суммы всех составляющих. В итоге была предложена следующая классификация незначительный – 0; низкий – 1-24; средний – 25-48; и высокий – 49-72.

Трансформация временного масштаба в глубинный производилась с помощью разрезов RMS-скоростей, переданных после этапа обработки полевых материалов. Построение глубинных карт производилось посредством операции гридирования результатов корреляции аномальных зон. Интерполяции 2D данных происходила по методу наименьших квадратов в ячейке 200х200 м. Для сглаживания высокочастотной компоненты применялась итерация сглаживания.

По результатам оконтуривания всех высокоамплитудных участков была построена сводная карта рисков, на которой цветовая гамма соответствует степени риска при проведении буровых работ. Анализ приведенных выше сейсмических данных позволяет определить основные геолого-геофизические факторы, определяющие условия проходки верхнего интервала и строительства проектной скважины

Выделенные зоны амплитудных аномалий имеют разную форму, мощность и распространение. Выделяются следующие основные разновидности амплитудных аномалий: 1) зоны с сейсмической записью линзовидной формы; 2) зоны амплитудных аномалий субгоризонтальной формы вдоль напластования в разрезе, приуроченные к разрывным нарушениям, что можно связать с миграцией газа вдоль поверхности разлома и насыщением им проницаемых приразломных отложений.

Таким образом, к наиболее благоприятной зоне для постановки скважинного сооружения рекомендуется отнести участки с отсутствием разрывных нарушений, а также с минимальным количеством аномальных зон повышенных амплитуд. Результаты анализа сейсмических атрибутов совместно интерпретируются с материалами сейсмики высокого разрешения, которая в обязательном порядке проводится в рамках инженерных изысканий на площадках под размещение объектов морского промысла.

В результате на различных глубинах выделяются, картируются в плане и ранжируются по степени риска объекты, представляющие потенциальную опасность при бурении.

Информация о расположении потенциально опасных объектов является одним из решающих факторов при выборе схемы размещения эксплуатационных скважин при проектировании разработки изучаемых месторождений.


Работы с телеуправляемым необитаемым подводным аппаратом

Специально для выполнения специализированных инженерно-геологических изысканий мы приобрели новое судно и назвали его в честь одного из сотрудников МАГЭ, воевавшего в Заполярье, в партизанском отряде – НИС «Федор Ковров». Оно оборудовано системой динамического позиционирования и имеет на борту телеуправляемый необитаемый подводный аппарат Sperre SUB-fighter 15k, размещенный в 20-тифутовом контейнере (рис. 5).

Аппарат имеет 1 лаговый, 4 горизонтальных и 2 вертикальных двигателя мощностью 2000 Вт каждый, обеспечивающих поворот прибора со скоростью 60 градусов в сек. Кроме того, аппарат оснащен 3 видеокамерами, способными работать в условиях низкой освещенности, обеспечивая изображение высокой четкости порядка 0,5 люкс. Для проведения исследований на аппарате установлены сонар Kongsberg Mesotech 1171, профилограф Tritech SeaKing SBP и гидравлический манипулятор. Более того, на аппарате имеются трассоискатель, измеритель катодного потенциала, акустический толщиномер. Дополнительно аппарат может быть оснащен осмотровым модулем (рис. 6), модулем очистки подводных объектов (рис. 7), средствами отбора проб донных осадков, придонной воды и газов (рис. 8).

С помощью данного аппарата выполняется широкий спектр работ включающий: изучение рельефа и построение цифровой модели; определение планово-высотного положения оси трубопровода; оценка глубины залегания трубопровода; оценка геометрических размеров участков частичного/полного замыва/размыва; оценка повреждений трубопровода от воздействия льда, рыбопромыслового оборудования, якорей и якорных цепей; фиксация утечек углеводородного сырья из трубопровода, деформаций, повреждений металлических манжет, стыков труб на открытых участках; состояния бетонного покрытия трубопровода на открытых участках; определение дефектов с помощью электрометрии: повреждения изоляции, измерения параметров анодной защиты (недозащита, перезащита) на открытых участках, визуальное обследование ЛКП на предмет повреждений, анализ состояния защиты; наличия посторонних предметов на морском дне, в т.ч. представляющих опасность для трубопровода/шлангокабеля; очистка индикаторов ЗРА, элементов управления ЗРА и указателей положения ОТКРЫТО/ЗАКРЫТО запирающего элемента ЗРА, фиксация положения ЗРА (откр./ закр.), очистка информационных надписей, обозначений от водорослей и отложений отбор и анализ проб воды/газа в случае газопроявлений в районе линейного тройника.

Результаты проведенных за последнее время исследований с использованием технологии сейсмики высокого разрешения показывают ее высокую эффективность и информативность для детального расчленения верхней части разреза с целью обнаружения газовых «линз» и залежей газогидратов. Были обследованы участки морского дна в Охотском море.

По данным высокоразрешающей сейсморазведки наблюдается загазованность разреза, проявляющаяся аномалиями повышенных амплитуд. Выделенные зоны характеризуются рядом признаков, идентифицирующих их с газонасыщенными отложениями, которые в свою очередь указывают на вероятность наличия в разрезе зон высоких давлений (АВПД). Таким образом, для более безопасной проходки верхнего ствола скважины рекомендуется при выборе проектных координат расположения буровой платформы исключить участки с разрывными нарушениями, а также минимизировать количество контактов с аномальными зонами повышенных амплитуд по вертикали в точке бурения.

Выполненные в Охотском море работы с подводным аппаратом показали его высокую эффективность при оценке герметичности подводных трубопроводов, заглушенных устьев скважин и целостности подводных инженерных коммуникаций.

Список литературы

  1. Иванов Г.И. Морская Геофизика на самом современном уровне // Нефть. Газ. Новации, 2014, № 1, с. 28 – 30.
  2. Казанин Г.С., Иванов Г.И., Заяц И.В., Казанин А.Г., Макаров Е.С., Шкарубо С.И., Павлов С.П., Нечхаев С.А. Инновационные технологии ОАО «МАГЭ» – потенциал для укрепления МСБ арктического шельфа России // Разведка и охрана недр, № 9, 2016. С. 56 – 64.
  3. Иванов Г.И., Холмянский М.А., Шкатов М.Ю., Казанин Г.С., Павлов С.П. Эндогенные источники поступления нефтяных углеводородов в придонную экосистему и технологии их исследования // Записки горного института, СПБ, СПГУ (ТУ), 2013, т. 201, с. 253 – 261.
  4. Казанин Г.С., Иванов Г.И. Инновационные технологии – основа стабильного развития ОАО «МАГЭ» // Разведка и охрана недр, 2014, № 4, с. 3 – 7.
  5. Павлов С.П., Казанин Г.С., Заяц И.В., Макаров Е.С., Иванов Г.И. Сейсмика высокого разрешения на шельфе морей российской Арктики // Труды Международной конференции и выставки по судостроению и разработке высокотехнологичного оборудования для освоения континентального шельфа Offshore Marintec Russia – 2014, Санкт- Петербург – СПб.: ХИМИЗДАТ, 2014. С. 162.
  6. Запорожец Б.В., Крутов А.Л., Леонтьев И.В., Технологии сейсморазведочных работ в зонах мелководья с оборудованием XZone // Приборы и системы разведочной геофизики, № 1, 2015.
  7. Курносова О.М., Яковлев И.В., Зиновкин С.В. Прогнозирование скоплений мелкозалегающего газа в верхней части разреза на месторождениях Киринского ЛУ // Тезисы V международной конференции «Освоение ресурсов нефти и газа российского шельфа: Арктика и Дальний Восток (ROOGD-2014)», Газпром ВНИИГАЗ, Москва, 2014, с. 34 – 36.

 

Добавить комментарий

Ваш e-mail не будет опубликован. Обязательные поля помечены *