Проектування гідророзриву пласта на родовищі Архангельське

Размещено на http://www.allbest.ru/

Вступ

Значні перспективи в видобуванні нафти і газу на території України пов'язані з шельфовими зонами Чорного та Азовського морів, зосереджено, за геологічними прогнозами, біля 40% запасів нафти, газу, газоконденсату. Відкриті газові родовища на Чорному та Азовському морях вже істотно впливають на енергетичне забезпечення народного господарства України.

На даний час в промисловості на шельфі Чорного моря знаходиться чотири родовища : Голіцинське, Штормове, Шмідта, і Архангельське. Прогнозні ресурси вуглеводню шельфу Чорного моря оцінюються в 550 млн.т. і Азовського моря - 366 млн.т. умовного палива. На північно-західному шельфі Чорного моря геофізичними методами виявлено біля сорока структур. У фонді підготовлених до глибокого буріння знаходиться дванадцять структур. На Азовському морі виявлено двадцять одна структура і підготовлено до глибокого буріння дванадцять структур.

Для проведення геологорозвідувальних робіт, експлуатаційного буріння свердловин, для організації видобутку нафти і газу використовуються різні морські споруди : стаціонарні платформи (МСП), самопідйомні плавучі бурові установки (СПБУ), напівзанурені плавучі установки (НЗПУ), занурені бурові установки (ЗБУ), плавучі бурові установки (ПБУ) , а також бурові суда (БС).

Видобуток газу до 2005 року передбачається довести до десяти млрд.м3. в рік. До того ж великі перспективи пов`язані з розвідкою і подальшою експлуатацією нафтових родовищ на шельфі Чорного і Азовських морів.

родовище поклад видобування свердловина



1. Природньо-кліматичні умови району видобування газоконденсату

1.1 Район розташування родовища

Газоконденсатне родовище Архангельське розташоване в нейтральних водах Чорного моря. Через родовище проходить траса газопроводу від промислової експлуатації Штормового газоконденсатного родовища, що дозволяє підключити його до єдиної системи збору і транспорту газу до споживача. До морського Голіцинського родовища, що знаходиться в стадії розробки, - 45 км.

Основними великими промисловими центрами, які знаходяться у відносній близькості від родовища, є Херсон, Миколаїв, Одеса. Селище Чорноморське, де розміщена промбаза і порт виробничого об`єднання “Чорноморнафтогаз”, знаходиться на відстані 70 км.

1.2 Фізико-географічна характеристика району

Архангельське газоконденсатне родовище знаходиться в помірно-континентальній зоні, яка характеризується м`якою вологою зимою і теплим літом. Середня температура січня 2.6-3С, літом температура підвищується до +35, +37С. В січні-лютому температура повітря на протязі декількох діб може знижуватись до -25, -27С. Середньорічна вологість складає приблизно

60 - 70 %.

1.3 Гідрометеорологічні і кліматичні умови

За кліматичними особливостями північно-західна частина Чорного моря відноситься до помірно-континентальної зони. Кількість річних опадів складає 300 мм. Льодових покриттів в районі родовища, як правило, немає, але в дуже суворі зими можливі утворення льодових полів. Переважаючий напрямок вітрів зимою північний і північно-східний з середніми швидкостями 3-8 м/с. Влітку вітри за напрямком є непостійними, їх середні швидкості складають 2-5 м/с. Шторми спостерігаються переважно зимою (3-8 днів на місяць). Висота хвилі під час шторму 5-8 м.

1.4 Гідрологічні умови району

Глибина акваторії на Архангельському родовищі становить 50-54 м. Разрахункова висота хвилі з 1% забезпеченості ( 1 раз в 100 років ) становить 12,5 м, при цьому довжина хвилі складає порядка 150 м. Густина морської води в середньому дорівнює 1026 кг/м3.

Морські течії в районі родовища мають південне спрямування зі швидкістю 0.3-0.5 вузла.

Соленість морської води в акваторії Архангельського родовища 18,5 %.



2. Геолого-промислова характеристика родовища i покладу

2.1 Загальні відомості про родовище

Архангельське газове родовище розташовано в північно-західній частині Чорного моря в координатах 4520 ПнШ, 3151 СД в 55 км. в нейтральних водах. Глибина моря коливається в межах 50-54 м.

До розроблюваного Голіцинського родовища по морю 45 км. Через родовище проходить траса проектного газопроводу від підготовленої до промислової експлуатації Штормового ГКР, що дозволяє підключити його до єдиної системи збору і транспорту газу до споживача.

Основними великими промисловими центрами, які є в відносній близькості від родовища є Херсон, Одеса, Чорноморськ. Ближнім портом укриття є п. Міжводне (Ярилгацька Бухта), де розташована промислова база і порт промислового обладнання ДАТ "Чорноморнафтогаз" (80 км.).

Зимою виникають сильні вітри північного, північно-східного і східного напрямків, які приносять холодне і сухе континентальне повітря, викликаючи пониження температури до -25С, -27С. Швидкість вітру 3-8 м/с, іноді досягає 20 м/с.

На зимовий період приходиться максимум штормових вітрів, які піднімають хвилі висотою 5-8 м., іноді до 16 м. Літо сонячне, тепле, з короткочасними опадами. Температура повітря досягає +35С, +37С. Напрямок вітрів не стійкий, швидкість 2-5 м/с.

Середньорічна кількість опадів 300-500 мм. Найбільша кількість опадів випадає літом у вигляді дощів.

Швидкості течій складають 0,64 м/с у поверхневому шарі і 0,24 м/с в придонному.



2.2 Історія геологічної вивченості та розвідки родовища

Початок вивчення геологічної будови північно-західної частини акваторії Чорного моря відноситься до 1957 р. з проведення рекогносціровочних гравіметричних і сейсмічних робіт. На основі цих робіт вперше отримані дані про будову осадового чохла і орієнтовні дані про рельєф фундаменту.

За період 1964-1970 р.р. вивчений структурний план неогенових і палеогенових відкладів акваторії моря і виявлений ряд локальних підняттів.

В результаті буріння розвідувальних свердловин з СПБУ “Сиваш” на Архангельському родовищі були виявлені запаси газу в відкладах нижнього неогену і майкопа. Запаси газу затверджені ЦКЗ Міннафтопрому СРСР по категорії С1+С2 в обємі 9284 млн. м3. Основні поклади газу зосереджені в покладі М-V Майкопської серії, які закладені в основу проекту дослідно-промислової експлуатації. Поклад пачки М-V відноситься до пластово-склепінної. Умовний газо-водяний контакт прийнятий по нижніх отворах перфорації в свердловині №2 на абсолютній відмітці мінус 908м. Розмір 104,75 км.

2.3 Стратиграфія

Літолого-стратиграфічна характеристика розрізу проектної свердловини, її повнота, глибина залягання та потужність стратиграфічних підрозділів прогнозується на основі даних буріння свердловин I, 2, 3 Архангельських, свердловин близько розташованих площ шельфу і матеріалів сейсмічних досліджень, за результатами яких площа підготовлена до буріння.

Дані буріння й відбиваючі горизонти, що відбивають, простежені сейсморозвідкою МОГТ у товщі осадового чохла в межах площі Архангельського, свідчать про те, що при проектній глибині 3700 м свердловиною будуть розкриті відкладення верхньої крейди (ІІІ-m), палеоцену (ІІІ-а), еоцену (ІІб і ІІа), олігоцену - нижнього міоцену (Іа), середнього - верхнього міоцену, пліоцену і четвертинної системи.

Крейдова система

Верхня крейда(К2).

Відкладення верхньокрейдяного відділу в свердловині 4 Архангельської передбачається розкрити в інтервалі глибин 3280 - 3700 м. Розкрита потужність їх складе 420 м. Представлені вони будуть маастрихтським і верхами кампанського ярусів, складені світло-сірими до білих вапняками і мергелями сірими і світло-сірими. Вапняки переважно пелітоморфні, у різній мірі глинисті з включеннями уламків раковин форамініфер. Характерна наявність стилолітових швів.

Відзначається тріщинуватість порід з різним ступенем розкриття тріщин і різною їхньою орієнтацією. Інтенсивно тріщинуваті різниці вапняків містять шари-колектори переважно тріщинного і порово-тріщинного типів.

Не виключається також присутність у розрізі маастрихта органогенно-уламкових вапняків, що можуть являти собою колектори гранулярного типу.

У покрівельній частині маастрихта можлива присутність крейдяноподібних вапняків, що звичайно, характеризуються підвищеною пористістю.

Палеогенова система

Відкладення палеогенової системи в розрізі проектованої свердловини будуть представлені всіма трьома відділами - палеоценовим, еоценовим і олігоценовим.

Палеоценовий відділ (Р1)

Палеоценові відкладення намічається розкрити в інтервалі глибин 2820-3280 м. Потужність їх складе 460 м.

Представлені вони будуть нижнім і верхнім підвідділами.

Нижній палеоцен (датський + монтський яруси) очікується в інтервалі 2960-3280 м.

Датський ярус (3080-3280 м) складений сірими і темно-сірими вапняками і мергелями. Вапняки пелітоморфні, переважно глинисті, приурочені, в основному, до верхньої частини розрізу. У низах останнього переважають мергелі, серед яких можлива присутність карбонатно-кременистих і кремнисто-карбонатних різниць порід.

Потужність датського ярусу складає 200 м.

Монтський ярус (інкерманський підгоризонт) очікується в інтервалі глибин 2960-3080 м. Потужність - 120 м. Представлено відкладення монтського ярусу переважно вапняками з підлеглими прослоями мергелів.

Вапняки сірі пелітоморфні слабко-глинисті й органогенно - уламкові (пісковидні). Породи різного ступеня тріщинуваті. Мергелі темно-сірі глинисті.

Верхній палеоцен ( танетський ярус, качинський горизонт ) передбачається розкрити в інтервалі глибин 2820-2960 м. Потужність його 140м.

Нижня частина розрізу представлена переважно вапняками з підлеглими прослоями мергелів і вапнякових глин;

верхня - мергелями з одиничними прослоями вапняків.

Вапняки сірі і ясно-сірі нерівномірно глинисті, в основному, пелітоморфні. Зустрічаються прошарки і шари органогенно-детритових вапняків пісчаниковидного вигляду.

Мергелі сірі з зеленуватим відтінком лінзовидно-плямисті, з сильно глинистими прошарками.

Дані буріння свердловини 1 Архангельської, а також літо-фаціальні особливості розрізу верхнього палеоцену в свердловинах сусідніх площ (Кримська 1, Гамбурцева 2 і ін.) свідчать про появу тут у відкладеннях верхнього палеоцену прошарків і пачок пористих і проникних порід, що можуть бути колекторами й у сприятливих структурних умовах містити поклади вуглеводнів.

Еоценовий відділ ( Р2 )

Еоценові відклади передбачається розкрити в інтервалі глибин, 1540-2820 м. Потужність їх - 1280 м. Представлені вони будуть усіма трьома підвідділами.

Нижньоеоценові відклади (Р21) очікуються на глибинах 2480-2820 м. Потужність підвідділу складає 340 м. Низи розрізу (бахчисарайський горизонт) складені темно-сірими ущільненими глинами з прошарками глинистих мергелів у верхній частині.

Верхня частина нижнього еоцену ( низи сімферопольського горизонту ) складаються мергелями з підлеглими прошарками глинистих вапняків.

Середній еоцен ( Р22) передбачається на глибинах 1980-2480м. В основі розрізу (верхи сімферопольського горизонту) залягають сірі і ясно-сірі линзовидноплямисті вапняки нерівномірно глинисті пелітоморфні й органогенно-пелітоморфні, що місцями переходять у мергелі.

Середня частина розрізу (новопавловксьий горизонт, керестинський, куберлинський підгоризонти), складена зеленувато-сірими і сірими вапняками і мергелями нерівномірно-алевритистими.

Верхи середнього еоцену (кумський горизонт) складені вапняковими глинами з прошарками зеленувато-сірих і жовтувато-коричневих мергелів.

Породи нерівномірно алевритисті.

У підошвенній частині кумського горизонту, судячи з даних буріння свердловин I і 2 Архангельських, можлива присутність шарів-колекторів, обумовлених наявністю тут тріщинуватих прошарків вапняків.

Потужність середнього еоцену в свердловині складе 500 м.

Верхній еоцен (альмінський горизонт) залягає на глибинах 1540-1980 м. Потужність його - 440 м.

Представлені відкладення верхнього еоцену чергуванням вапнякових глин із прошарками мергелів різної ступені глинистих.

Глини темно- і зеленувато-сірі алевритисті, слюдисті, прошарками кременисті.

Завершується розріз еоцену пачкою світло-зеленувато-сірих мергелів.

Олігоценовий відділ ( Р3 )

Відкладення олігоцену, що представляють собою нижній і середній підрозділи майкопської серії, очікуються в інтервалі глибин 750-1540 м.

Вони залягають на породах, що підстилають, з регіональною перервою, складені одноманітною товщею глин із прошарками і пачками алевролітів і пісковиків.

Глини аргелітоподібні темно-сірі, буровато- і зеленувато-сірі в різного ступеня алевротисті, слюдисті, переважно не вапнякові (крім відкладів остракодового горизонту, для яких характерна невелика вапняковість).

По всьому розрізі відзначаються присипки, міліметрові прошарки і лінзочки алевро-пісчаного матеріалу сірого і світло-сірого кольору.

У припокровільній частині олігоцену (середній майкоп - верхи верхнекерлеутського горизонту) присутні прошарки і пласти алевритів, алевролітів, пісків і пісковиків, що групуються в пачки потужністю від 1-2 до 15-20 м і які володіють високими колекторськими властивостями. У цій частині розрізу на площі проектованих робіт виявлене родовище газу.

Нижче по розрізі, виходячи з АТЗ, виділеної за даними сейсмічних досліджень на глибині близько 1200 м (середня частина розрізу олігоцену, варто було б також очікувати присутність піщано-алевритових порід. Однак практика буріння в межах шельфу свідчить про відсутність у цій частині розрізу олігоцену шарів і прошарків теригенно-уламкових порід, що можуть становити пошуковий інтерес.

Можливо на даному рівні буде мати місце деяке підвищення піскуватості глинистих порід.

Потужність відкладів олігоцену в свердловині складає 790 м.

Неогенова система (N)

Відкладення неогенової системи прогнозується розкрити в інтервалі глибин 25-750 м. Представлені вони обома відділами: міоценом і пліоценом.

Міоценовий відділ (N1)

Міоценові відкладення в межах площі проектованих робіт представлені всіма трьома підвідділами: нижнім, середнім і верхнім.

Нижній міоцен (N11mk3) входить до складу майкопської серії (верхній майкоп), складений звичайно маслиново-сірими і коричневими глинами з присипками і гніздами ясно-сірого алевритового матеріалу з включеннями конкрецій піриту і сідериту.

Очікуваний інтервал залягання нижнього міоцену в свердловині 660-750 м, потужність 90 м.

Т.о. відкладення майкопської серії (олігоцен + нижній міоцен). передбачається розкрити в інтервалі глибин 660-1540 м, потужність їх складе 880 м.

Середній - верхній міоцен містить у собі тортонський, сарматський і меотичний яруси.

Тортонський ярус (N12t) на породах, що підстилають, залягає з великою регіональною перервою, складений чергуванням вапняків органогенних, мергелів, глин і пісковиків, утворює з низами сарматського ярусу єдину пачку порід, що містить шари-колектори з високими ємнісними і фільтраційними властивостями. До верхньої частини цієї пачки на площі проектованих робіт присвячений поклад газу.

Очікуються відкладення тортона + низів нижнього сармата на глибинах 600-660 м., потужність їх - 60м.

Сарматський ярус ( N13s)

Решту частини сарматського ярусу складена в нижній частині розрізу глинами, що є покришкою для сармат-тортонського продуктивного горизонту. Вище відкладення сармата представлені чергуванням глин, мергелів і вапняків (перлітових, детритусових і черепашкових) з підлеглими прошарками пісковиків і алевролітів.

Глибина залягання сарматського ярусу 370-600 м, потужність - 230м.

Меотичний ярус (N31m)

Відклади меотиса залягають на породах, що підстилають, із глибокою перервою, представлені вапняками органогенними, мергелями, глинами і пісками.

Пліоценовий відділ (N2)

Утворення пліоценового відділу представлені нижнім і середнім підвідділами.

Нижній пліоцен - понтичний ярус (N21p) утворює у межах площі робіт з меотичним ярусом єдину літологічну пачку, складену, як вказувалося вище, чергуванням органогенних вапняків, мергелів, глин і пісків.

Залягають відкладення меотиса-понта на глибинах 320-370 м, потужність їх 50 м.

Середній пліоцен представлений кіммерійським і куяльницьким ярусами залягає на глибинах 100-320 м, має потужність -220 м, складний глинами, алевритами, пісками з прошарками мергелів і опок.

Четвертинна система (Q)

Нерозчленовані утворення четвертинної системи з розмивом залягають на відкладеннях пліоцену. Потужність їх - близько 25 м.

Складені мулами черепашковими, суглинками, супісями, глинами.

2.4 Тектоніка

Підняття Архангельського в тектонічному плані приурочене до південного борту Каркінітського прогину, розташовано в зоні глибинного Сулинсько-Тарханкутського розлому і є складовою ланкою ланцюжка Тарханкутської зони складок.

За даними сейсмічних досліджень СОГТ (2, 5, 6) структура просліджується практично у всіх стратиграфічних підрозділах осадового чохла (від нижньої крейди до неогену включно).

До пошукового буріння підготовлена по горизонту, що відбиває, ІІІm, стратифіціруємому як покрівля крейдових - маастрихтських відкладів.

По цьому горизонт підняття Архангельського являє собою брахиантиклінальну складку субширотного простягання, ускладнену двома порушеннями амплітуд 450-125м. Одне з них, що проходить через склепінну частину структури має субширотне простягання; друге, що ускладнює південне крило складки, - північно-західне.

Розміри структури по гранично замкнутій ізогіпсі - 3575 м складають 4,5х8,5 км, амплітуда - близько 300 м. Перспективна площа (по ізогіпсі - 3550 м) - 30 кв.км.

Аналогічну будову має підняття і по покрівлі нижнього палеоцену (відбиваючий горизонт ІІІа). Розміри його по гранично-замикаючій ізогіпсі - 3125 м складають 5х8 км, амплітуда -175 м, площа - 35,5 кв.км.

На всіх стратиграфічних рівнях в цілому зберігається субширотне простягання підняття, але при цьому за відкладами майкопу і неогену відзначаються виположування східної перикліналі структури і розворот її в північно-східному напрямку.

Слід зазначити також, що знизу нагору відбувається деякий зсув склепінної частини підняття в західному напрямку.

Розміри підняття за гранично замкненими ізогіпсами складають:

- по підошві кумського горизонту (ІІб)-4,7х6,5 км (ізогіпса - 2325 м), амплітуда 150 м, площа - 30,6 кв.км;

- по покрівлі еоцену (ІІа) - 8х5 км (ізогіпса - 1675 м), амплітуда - близько 150 м, площа - 40 кв.км;

- по покрівлі продуктивної майкопської пачки М-V - 5,5х11 км (ізогипса - 950 м), амплітуда - 125 м, площа - 60,5 кв.км;

- по покрівлі пачки М-ІІІ- 9,5х5,5 км, амплітуда - 60 м. площа - 52,3 кв.км

- по покрівлі майкопської серії (Іа)-8,5х5,0 км, амплітуда -60 м, площа - 42,5 кв.км;

- по покрівлі продуктивного неогенового горизонту - 8,5х5 км, амплітуда - 60 м, площа - 42,5 кв.км.



2.5 Нафтогазоносність

Площа проектованих робіт відноситься до Каркінітського району Причорноморсько-Кримської нафтогазоносної області, де встановлена нафтогазоносність практично всіх стратиграфічних підрозділів (від нижньої крейди до низів неогену включно), що складають осадовий чохол.

У межах шельфової частини даного нафтогазоносного району на сьогоднішній день встановлена продуктивність верхньої крейди, палеоцену, еоцену, олігоцену і низів міоцену.

У відкладеннях верхньої крейди тут виявлене родовище газу і конденсату на площі Шмідта, де при іспиті порід Маастрихта в свердловині 6 (інтервал 2917-2932 м) був отриманий приплив газу дебітом 132 тис.м3/добу і конденсату - 19,2 м3/добу (штуцер 18 мм). В свердловині 9 приплив газу (інтервал 3124-3196 м) склав 65 тис.м3/добу (16 мм штуцер).

Непромисловий приплив газу отриманий з відкладень маастрихтського ярусу на Фланговій площі.

Продуктивність верхньої крейди встановлена також і в межах прилягаючої суші Рівнинного Криму, де нафтогазопрояви різної інтенсивності мали місце при розбурюванні й випробовуванні верхньокрейдяних порід у більш ніж 50 свердловинах.

Промислові припливи вуглеводнів отримані з цих відкладів на Жовтневій і Серебрянській площі - нафта, Карлавській і Родниковській - газ.

І хоча більшість припливів і нафтогазопроявів присвячено до відкладень сеноманського, коньяк-туронського і сантонського ярусів, мали місце вони й у відкладеннях кампана (св. Першотравнева 1, Серебрянська 9) і маастрихта (Бакальська ІІ, Північна I).

У свердловині II Бакальська при випробуванні випробувачем пластів порід маастрихту в інтервалі 1787-1901 м був приплив нафти з великою кількістю газу. Дебіт нафти склав 3,86 м3/добу; довжина смолоскипа газу - 3-4 м. Приплив газу з відкладів цієї пачки був отриманий і в свердловині Північна 1.

Верхньокрейдяні відклади в межах описуваної частини шельфу представлені, в основному, карбонатними породами, що, як і на прилягаючій суші, у цілому характеризуються низькою пористістю і проникністю.

Однак умови проводки, дані ГДС, рясні водопрояви і. значні припливи вуглеводнів у ряді свердловин свідчать про присутність у розрізі верхньої крейди шарів-колекторів з досить високими ємнісними і фільтраційними властивостями.

Колектори верхньої крейди, представлені як на суші, так і в межах шельфу, в основному, різними вапняками. Пористість їх, звичайно, не перевищує 6-7%, проникність -0.1х10-15 м2.

Однак у ряді випадків відкрита пористість верхньокрейдяних вапняків досягає значень 12,5-23,5%, а проникність -17х10-15 м2.

Дослідження, що проводилися в УкрНДГРІ, свідчать про те, що колекторські властивості цих порід поліпшуються за рахунок тріщинуватості і кавернозності. При цьому проникність збільшується за рахунок вторинної порожнистості в 100 і більше разів.

Для колекторів верхньої крейди характерна нерівномірність розвитку їх як по розрізі, так і по площі. Найбільше часто вони бувають приурочені до границь стратиграфічних підрозділів.

Відносяться колектори верхньої крейди переважно до тріщинувато-порових, і тріщинувато-кавернозного типів.

У випадку присутності в розрізі верхньої крейди органогенно-уламкових і органогенних вапняків, можна очікувати колектори гранулярного типу.

Регіональних флюідоупорів у розрізі верхньої крейди не встановлено.

Покришками для флюїдів цих відкладів служать пачки глинистих щільних не тріщинуватих вапняків, мергелів і глинистих мергелів, що просліджуються в різних частинах розрізу.

Прогнозом продуктивності розрізу, виконаним на підставі спеціалізованої обробки за програмами ПГР 5 профілів, що перетинають склепіння структури: 668729, 31 33, 69 і 70, у межах площі проектованих робіт передбачається нафтогазоносність відкладів маастрихту.

Промислова нафтогазоносність палеоценових відкладів доведена на ряді площ північно-західного шельфу: Голіцина, Шмідта, Штормової, Одеської; еоценових - на Одеській; майкопських - на Голіцина, Шмідта, Кримській.

У межах площі проектованих робіт виявлені поклади газу в відкладах майкопу і міоцену (тортон - нижній сармат).

Колектори нижньопалеоценового газоносного комплексу приурочені до пісковидних, органогенних і тріщинуватих вапняків. Кращими колекторськими властивостями володіють пісковидні вапняки, що звичайно мають пористість від 18 до 25%. На площі запроектованих робіт за даними ГДС у свердловинах 1 і 2 у розрізі нижнього палеоцену були виділені пласти-колектори, що впевнено характеризувалися як газоносні. Однак проведені випробовування не дали остаточної оцінки газоносності об'єктів.

Характеристика шарів-колекторів нижнього палеоцену в свердловині 1 значно краща характеристики шарів-аналогів у свердловині 2.

При випробовуванні нижнього палеоцену обох свердловин отримані лише слабкі припливи газу.

На думку авторів підрахунку запасів по родовищу Архангельському випробовування свердловини 1 проведено неякісно. Крім того об'єкт 3115-3136 (шари 42-47) не був випробуваний, хоча він виділяється як найбільш надійний.

Питання наявності покладу у відкладах нижнього палеоцену залишилося відкритим.

За даними прогнозу продуктивності розрізу, виконаним у 1990 р. підтверджена наявність АТЗ у відкладах нижнього палеоцену.

Верхньопалеоценові відклади звичайно не містять колекторів із задовільними ємнісними і фільтраційними властивостями і являють собою так звану псевдопокришку.

Однак пошуковими роботами останніх років в межах західної частини шельфу встановлена присутність у розрізі верхнього палеоцену опісчанених і органогенно-уламкових вапняків (площі Гамбурцева, Одеська) і прилеглих до них шарів-колекторів з досить високими ємнісними і фільтраційними властивостями

На Одеській площі в алевро-карбонатних породах верхнього палеоцену з відкритою пористістю 20,6-24,5% (по керну) був виявлений поклад газу. При випробовуванні інтервалу 1408-1436 м у свердловині 2 Одеська дебіт газу на 12 мм діафрагмі склав 85,0 тис.м3/добу, а в свердловині 4 (інтервал 1510-1535 м) -163,6 тис.м3 /добу.

При випробовуванні відкладів верхнього палеоцену в свердловині 2 Архангельська (інтервал 2995-3002 м) був отриманий приплив газу з орієнтованим дебітом 7-10тис.м3/добу.

За даними ГДС шар-колектор виділений і у свердловині 1, характер насичення його невизначений (інтервал 2973,2-2981,6 м), шар не випробовувався.

Регіональним екраном для флюїдів палеоцену є глини нижнього еоцену. Наявність флюідоупора між продуктивними горизонтами нижнього і верхнього палеоцену проблематична.

На Одеській площі він відсутній, там, наприклад, виділяється єдиний продуктивний горизонт з єдиним газоводяним контактом

Продуктивність еоценових відкладів була встановлена на Одеській площі.

Родовище газу, виявлене тут у відкладах еоцену, приурочене до покрівельної частини останнього. Продуктивний горизонт представлений - чергуванням алевролітів різної глинистості і глин різної алевритистості. Колекторами є алевроліти, що характеризуються значеннями відкритої пористості від 15,8 до 24,9%. Дебіти газу з відкладів еоцену в свердловинах № 1 і 2 склали на 10 мм штуцері відповідно 56,7 тис.м3? добу (інтервал 628-641 м) і 55,8 тис.м 3?добу (інтервал 752-764 м).

Газопрояви при розбурюванні відкладень еоцену (кумський горизонт) мали місце в свердловині 4 Голіцино, а також у свердловині 1 Архангельська.

За матеріалами ГДС у підошві кумського горизонту в свердловинах 1 і 2 Архангельських виділений проникний шар-колектор потужністю близько 40 м (свердловина 1 - інтервал 2192-2234 м, свердловина 2 -2260-2300 м). Він характеризується мінімумом ПС і порівняно підвищеними значеннями опорів.

Відсутність керна з цієї частини розрізу в свердловинах 1 і 2 не дозволяє впевнено судити про літологічну характеристику пласта-колектора.

Відповідно до висновку за результатами ГДС, ці шари водоносні

Однак, авторами прогнозу продуктивності розрізу ставиться під сумнів висновок про водоносність шарів-колекторів у підошві кумського горизонту. Вони вважають, що більш інтенсивне зниження швидкості у верхній частині цих шарів свідчить про загазованість останніх.

На підставі присутності аномалії типу "бліда пляма", приуроченої до склепінної структури (горизонт ЙЙб) Архангельського родовища, тут прогнозується наявність покладу газу у відкладах підошвенної частини кумського горизонту.

Для майкопського газоносного комплексу характерний розвиток алевро-пісчаних прошарків, що формують у товщі глин цілі пачки потужністю до декількох десятків метрів, присвячених у межах розбурених площ шельфу в покрівельній частині середнього майкопу (верхньокерлеутського горизонту).

Колектори майкопу володіють високими ємнісними і фільтраційними властивостями. Вони характеризуються відкритою пористістю від 10 до 26-31%, проникністю від 0,73·10-15 до 198,3·10-15 м2.

Регіональними флюїдоупорами для колекторів майкопу є глини, серед яких вони залягають.

Середнє значення пористості колектора складає 21,3%.

У цілому колектори неогену, представлені алевро-пісчаними породами й органогенно-уламковими вапняками, характеризуються високими ємнісними і фільтраційними властивостями.

Екраном для флюїдів неогену є пачки глин, що розділяють ці колектори. Зокрема для колекторів тортон-нижньосарматського продуктивного горизонту площі Архангельського флюідоупором є сарматські глини, що його перекривають.

На площі проектованих робіт, як вказувалося вище, в результаті буріння і випробовування свердловин № 1 і 2 виявлені родовища газу в відкладах середнього Майкопу (М-ІІІ, М-V) і середнього і верхнього міоцену (пачка N -I).

Запаси газу, підраховані за станом на 01.01.98 по категорії С1 по продуктивному горизонту N-I складають 174 млн.м3, по М-ІІІ - 280 млн.м3, M-V - 4909 млн.м3. Всього по категорії С1 - 5363 млн.м3. По категорії С2 запаси підраховані для пачки М-V і складають 3,921млн.м3.

Була встановлена газоносність верхнього (св. № 2) і нижнього палеоцену (пачка П-ХІ), і хоча промислових припливів з відкладів нижнього палеоцену отримано не було, але за висновком та результатами ГДС (первинним і повторним) пачка газонасичена і тому вона як об'єкт підрахунку була віднесена до категорії С2. Запаси склали 9879 млн.м3. Усього по С2 (М - V, П-ХІ) вони складають 13800 млн.м3.

2.6 Фільтраційні властивості порід-колекторів

Ефективна середньозважена газонасичена товщина 11,1 м. Середні значення коефіцієнтів пористості - 0,3, проникності - 0,56Д. Для всіх свердловин цього покладу ефективна пористість складає від 10 до 26-31 %. Припускаючи, що ефективна пористість більша або рівна 26%, проникність для всіх свердловин складає 73 - 198 мД, для покладу в цілому - 148 мД.



2.7 Склад і фізико-хімічні властивості природного газу

Компонентний склад і фізико-хімічні властивості газу приведені в табл.2.1 і табл.2.2

Таблиця 2.1 - Компонентний склад природного газу

Пачка	СН4, % метан	С2Н6, % етан	С3Н8, % пропан	С4Н10, % бутан	О2, % кисень	N2, % азот	CO2, %
М-V	99,139	0,249	0,049	0,008	0,037	0,449	0,069

Сірководень(Н2S) в продукції горизонту не виявлено.

Таблиця 2.2 - Фізико-хімічні властивості газу

Пачка	Пластова температура, К	Критична температура, К	Приведена температура, К	Коефіцієнт стисливості долі од.	Густина кг/м3	Відносна густина
М-V	311	190,72	1,631	0,875	0,6738	0,5592

2.8 Гідрогеологічна характеристика родовища

Структура Архангельського знаходиться в північно-західній частині артезіанського басейну, в осадовому чохлі якого виділяються ряд водоносних комплексів і горизонтів, розділених регіональними і локальними водоупорами.

На площі розкритий розріз до верхньокрейдяних відкладів включно. Притоки пластових вод отримані тільки з майкопських і міоценових відкладів.

Водоносність пов'язана з локально розміщеними пісчано-алевритовими пропластками, водонасиченість яких незначна. Пластові води отримані при випробуванні пачок М-ІІІ і М-V, мають хлор-магнієвий тип мінералізацію 20,3-24,5 г/л, вміст йоду - 8,6 мг/л, брому - 48,6 мг/л.



2.9 Умови залягання природного газу

Початкові запаси газу, стабільного конденсату, нафти і супутніх компонентів.

Промислова газоносність на Архангельському ГР встановлена у відкладах середнього майкопу (пачки М-V, М-ІІІ) і середньо-верхнього міоцену (пачка -І). Породи продуктивного розрізу представлені тріщинуватими вапняками з прошарками мергелів, пісковиків і глин.

Запаси газу підраховані станом на 01.08.88р. по категорії С1 по продуктивному горизонту -1 складають 174 млн.м3, по М-ІІІ - 280 млн.м3, М-V - 4909 млн.м3. Всього по категорії С1 - 5363 млн.м3. По категорії С2 запаси підраховані для пачки М-V і складають 3921 млн.м3.

Була встановлена газоносність верхнього і нижнього палеоцену (пачка П-ХІ) і хоча промислових притоків з відкладів нижнього палеоцену отримано не було, але по результатах ГНС пачка газонасичена і тому вона як об'єкт підрахунку була віднесена до категорії С2. Запаси склали 9879 млн.м3. Всього по С2 вони складають 13800 млн.м3.



3. Проектування морської нафтогазової споруди

3.1 Вибір типу споруди

МСП - унікальна гідротехнічна споруда, призначена для установки на ній бурового, нафтогазопромислового і допоміжного обладнання, яке забезпечує буріння свердловин, видобуток нафти і газу, їх підготовку, а також обладнання, і системи для проведення інших робіт, пов'язаних з розробкою морських нафтових і газових родовищ (обладнання для закачування води в пласт, капітального ремонту свердловин, засоби автоматизації морського промислу, обладнання і засоби автоматизації для транспорту нафти, засоби зв'язку з береговими об'єктами та інше).

Всі типи і конструкції МСП розрізняють за наступними ознаками:

способом опирання і кріплення до морського дна, типом конструкції, за матеріалами та іншими ознаками.

За способом опирання і кріплення їх до морського дна МСП бувають: пальові, гравітаційні, пальово-гравітаційні, маятникові і натяжні, а також плаваючого типу.

За типом конструкції: наскрізні, суцільні і комбіновані.

За матеріалом конструкції: металічні, залізобетонні і комбіновані.

Наскрізні конструкції, звичайно, виконуються решітчастими. Елементи решіток займають відносно невелику площу порівняно з площею просторової форми.

Суцільні конструкції (бетонні) є непроникними на всій площі зовнішнього контуру споруди.

Враховуючи досвід спорудження платформ для видобутку нафти і газу на шельфі Чорного моря в даній роботі доцільно для розрахунків вибрати жорстку морську стаціонарну платформу.

Морські стаціонарні платформи.

МСП, які закріплені до морського дна палями, являють собою гідротехнічну металічну стаціонарну споруду, що складається з опорної частини, яка закріплена до морського дна палями, і верхньої будови, укомплектованої комплексом технологічного обладнання і допоміжних засобів, що встановлені на опорну частину МСП.

Опорна частина може бути виконана з одного або декількох блоків у формі піраміди або прямокутного паралелепіпеда. Стержні решітки блоку виготовляють в основному з металічних трубчатих елементів. Кількість блоків опор визначається надійністю і безпечністю роботи в даному конкретному районі, техніко-економічним обґрунтуванням, а також наявністю вантажопідіймальних і транспортних засобів на заводі - виготовлювачі опорної частини МСП.

3.2 Розрахунок навантажень від вітру

Вітрові навантаження, що діють на морські гідротехнічні споруди, складаються з вітрових навантажень, що діють на окремі її частини. Для кожної частини споруди або елементів опорної основи, резервуарів, житлового блока вітрове навантаження викликане в'язким тертям потоку повітря при обтіканні перепони і різницею тисків з навітряної і підвітряної сторін. Сила, що діє на перепону, може бути визначена за експерементально встановленою залежністю:

де - густина повітря, кг/м3;

А - площа парусності, м2;

v - швидкість вітру, м/с;

С - безрозмірний коевфіцієнт опору, який залежить від форми перепони і кінематичного коефіцієнта в'язкості повітря (числа Рейнольдса Re)

де D - характерний розмір перепони.

Оскільки густина і в'язкість повітря в приповерхневому шарі мало змінюються при звичайних змінах атмосферного тиску і температури, то можна прийняти густину води 1,226 кг/м3 і коефіцієнт в'язкості повітря 1,79510-5 Пас, що відповідає стандартним умовам при температурі 15,65 С і тиску 1013 Па. Підставляючи ці значення у вираз (1.2), отримаємо формулу для вітрового навантаження (в кілоньютонах):

Число Рейнольдса, з яким пов'язаний С, знаходять за формулою:

Розмір D приймають у метрах.

Площу парусності А знаходять за формулою:

В більшості розрахункові параметри вітру і розміри перепон такі, що число Рейнольдса має значення 106 і більше. Тому в інженерних розрахунках коефіцієнт С можна вважати незмінним і рівним 2.1 для тонкої довгої прямокутної перепони і 0.6 для круглого циліндра.

Для перепон, що мають невелику довжину, значення коефіцієнтів опору в більшості менше вказаних, так як обтікання кінців зменшує вітрове навантаження.

В практичних розрахунках для різного виду перепон приймають наступні значення коефіцієнта опору С:

Таблиця 3.1 - Коефіцієнти опору С для різного виду перепон

Перепони	С
Балка прямокутного перерізу	1.5
Круглий циліндр	0.5
Стіна житлового блока	1.5
Виступаючі частини платформи	1.0

Якщо перепона нахилена по відношенню до напряму вітру, то вітрове навантаження на неї діє нормально до поверхні, а його значення може приблизно обчислюватись за формулою (3.1), в яку замість швидкості v необхідно підставити складову цієї швидкості, нормальну до поверхні перепони. Так, якщо напрям вітру і нормаль до поверхні перепони складають кут, то складова швидкості вітру, нормальна до перепони буде рівна:

і у цьому випадку F знаходимо за формулою:

Згідно розрахунків наведених в додатку А наводимо основні величини:

загальне навантаження на платформу Fзаг = 47,576 кН;

сумарний момент М =12,066 кН·м;

висота точки прикладання b = 0.254 м.

3.3 Розрахунок навантажень від хвилі

3.3.1 Область використання хвильових теорій

Під морськими хвилями розуміють рух по поверхні моря в нерегулярній послідовності вершин і впадин. У інженерній практиці для розрахунку дії хвиль на споруди розглядають окрему хвилю, зумовлену екстремальними штормовими умовами, або використовується статичне уявлення про паро хвилювання при тих же умовах. У двох випадках необхідно встановити зв'язок між характеристиками хвилювання і швидкостями, прискореннями та тисками у воді. Для цього використовують відповідну теорію хвиль.

Теорію хвиль Ері використовують переважно в попередніх розрахунках навіть при таких висотах хвиль, за яких можливі пошкодження конструкцій. Вона заснована на положенні про малу висоту хвилі порівняно з її довжиною і глибиною акваторії. Для більш точних розрахунків використовують теорію хвиль Стокса, за умови, що довжина хвилі менша 0,1 глибини акваторії. Для більш довгих хвиль рекомендується теорія кноїдальних хвиль.

Природно виникає питання про граничні значення відношень висоти хвилі до її довжини, а також довжини хвилі до глибини акваторії, для досить точні результати можуть бути отримані за найпростішою теорією Ері. Наведені вище приклади показують, що основною особливістю більш точних теорій хвиль -- Стокса і кноїдальних -- є передбачувана ними більш висока позначка гребеня хвилі порівняно з теорією Ері. Ці обставини підказують більш простий спосіб визначення межі застосування теорії Ері -- вона може бути застосована там, де розрахунки за її допомогою висоти гребеня хвилі відрізняються від отриманих за більш точними теоріями на величину, яка знаходиться в межах заданої відносної похибки. Цим способом встановлена область значень відношень висоти і довжини хвилі, за яких теорія Ері дозволяє отримати достатньо точні результати. На рис.3.3 показано розділення областей застосування хвильових теорій при вільно вибраній похибці 10 % за значеннями висоти гребеня хвилі.

При розділенні теорій Ері і Стокса у формулі для відхилення хвильової поверхні, яка відповідає теорії Стокса, залишені тільки два перших члени ряду або врахована перша поправка до теорії Ері. Розділення теорій Ері і кноїдальної засноване на результатах, отриманих за викладеною вище теорію кноїдальних хвиль. Розділення теорій Стокса і кноїдальної проведено на основі загальноприйнятого уявлення про те, що теорія кноїдальних хвиль може бути рекомендована при відношенні глибини акваторії до довжини хвилі менше 0,1 за виключенням тих випадків, коли при тих самих умовах може бути використана теорія Ері.

3.3.2 Теорія хвиль Стокса

Теорія хвиль кінцевої амплітуди була розвинута у 1847 році Дж. Г. Стоксом. Основна ідея застосованого Стоксом методу в розкладанні рівняння хвильової поверхні в ряд і визначення коефіцієнтів розкладу з умов, які задовольняють відвідним рівнянням гідродинаміки для хвиль кінцевої амплітуди.

Стокс виконав дослідження, залишаючи в рівняннях три га розкладу за крутизною Н/, а розв'язок, в якому залишено п'ять членів, відомий як теорія хвиль Стокса п'ятого по-ку і широко використовується в інженерних розрахунках хвиль кінцевої амплітуди. Так як збіжність отриманих рядів сповільнюється із зменшенням глибини води, застосування цієї теорії має сенс при відносних глибинах h/ > 0,1. Ця умова виконується при розрахунку стаціонарних бурових платформ на дію штормових хвиль.

У відповідності з теорією Стокса п'ятого порядку при розповсюдженні хвиль висотою Н з хвильовим числом k і круговою частотою щ в напрямі позитивного х відхилення з поверхні рідини від рівня спокійної води може бути представлене у вигляді

, (3.7)

де

F1=a

F2=a2F22+ a4F24

F3=a3F33+ a5F35 (3.8)

F4=a4F44

F5=a5F55

причому параметри форми хвилі F22, F44, … залежать від kH, пов'язаного з параметрам висоти хвилі а співвідношенням

kH = 2(а + а3F33 + а5(F35 +F55)) (3.9)

Горизонтальна гх і вертикальна гу складові швидкості частин рідини з координатами (х,у) (початок координат на дні) в момент часу t, зумовленого розповсюдженням поверхневої хвилі на акваторії глибиною h, можна визначити з виразів

(3.10)

(3.11)

Де

G1=a G11+a3G13+a5G15

G2=2(a2G22+a4G24)

G3=3(a3G33+a5G35) (3.12)

G4=4a4G44

G5=5a5G55

Тут G11, G13,. .. - параметри швидкості хвилі, які залежать від kh.



Таблиця 3.2 -- Значення параметрів профілю хвилі

h/	F22	F24	F33	F35	F44	F55
0,10 0,15 0,20 0,25 0,30 0,35 0,40 0,50 0,60	3,892 1,539 0,927 0,699 0,599 0,551 0,527 0,507 0,502	-28,61 1,344 1,398 1,064 0,893 0,804 0,759 0,722 0,712	13,09 2,381 0,996 0,630 0,495 0,435 0,410 0,384 0,377	-138,6 6,935 3,679 2,244 1,685 1,438 1,330 1,230 1,205	44,99 4,147 1,259 0,676 0,484 0,407 0,371 0,344 0,337	163,8 7,935 1,734 0,797 0,525 0,420 0,373 0,339 0,329

Таблиця 3.3 - Значення параметрів швидкості хвилі

h/	G11	G13	G15	G22	G24	G33	G35	G44	G55
0,10 0,15 0,20 0,25 0,30 0,35 0,40 0,50 0,60	1,000 1,000 1,000 1,000 1,000 1,000 1,000 1,000 1,000	-7,394 -2,320 -1,263 -0,911 -0,765 -0,696 -0,662 -0,635 -0,628	-12,73 -4,864 -2,266 -1,415 -1,077 -0,925 -0,850 -0,790 -0,777	2,996 0,860 0,326 0,154 0,076 0,038 0,020 0,006 0,002	-48,14 -0,907 0,680 0,673 0,601 0,556 0,528 0,503 0,502	5,942 0,310 -0,017 -0,030 -0,020 -0,012 -0,006 -0,002 -0,001	-121,7 2,843 1,093 0,440 0,231 0,152 0,117 0,092 0,086	7,671 -0,167 -0,044 -0,005 0,002 0,002 0,001 0,000 0,000	0,892 -0,257 -0,006 0,005 0,001 0,000 0,000 0,000 0,000

Співвідношення між круговою частотою і хвильовим числом має вигляд

щ 2 = gk(l + a2C1 +a4C2)thkh (3.13)

де С1 і С2 -- параметри частоти хвилі. Значення цих. параметрів при різних значеннях h/, наведені в таблиці 3.4. Швидкість розповсюдження хвилі с, яка за теорією хвиль Ері визначалась як с = щ /к, за теорією хвиль Стокса п'ятого порядку знаходиться за формулою



(3.14)

Таблиця 3.4 -- Значення параметрів частоти хвилі і тиску

h/	С1	С2	С3	С4
0,10 0,15 0,20 0,25 0,30 0,35 0,40 0,50 0,60	8,791 2,646 1,549 1,229 1,107 1,055 1,027 1,008 1,002	383,7 19,82 5,044 2,568 1,833 1,532 1,393 1,283 1,240	-0,310 -0,155 -0,082 -0,043 -0,023 -0,012 -0,007 -0,001 -0,001	-0,060 0,257 0,077 0,028 0,010 0,004 0,002 ~0 ~0

Після визначення виразів для складових ух і уу швидкості частин рідини можуть бути знайдені складові прискорення

Введемо позначення коефіцієнтів складових швидкості частин води у формулах (3.10) і (3.11)

(3.15)

Після підстановки цих формул у вирази для складові прискорення і відповідних тригонометричних перетворень отримаємо

Тиск в рідині, зумовлений відхиленням схвильованої поверхні і гідростатикою, може бути визначений підстановкою складових швидкості у вираз

(3.20)

де у' = у - h, а С1 і С2 -- параметри тиску, які залежать від kh або h/. Значення цих параметрів наведені в таблиці 3.4.

3.3.3 Хвильові навантаження на вертикальні колони

Хвильові навантаження на нерухому вертикальну циліндричну колону вперше досліджені Морісоном та іншими в припущенні про малість діаметра колони порівняно з довжиною хвилі (при відношенні вказаних величин порядку 0,1 і менше), який дозволяє знехтувати спотворенням форми хвилі при взаємодії з колоною. Якщо позначити через f хвильове навантаження на одиницю довжини колони, яка має діаметр D, то у відповідності з формулою Морісона, яка отримала широке розповсюдження в інженерних розрахунках,

(3.21)

де с-- густина води;

Сшв і Сін -- коефіцієнти;

хх і ах -- горизонтальні швидкість і прискорення частин води, обумовлені хвильовим процесом.

Перший доданок в правій частині формули (3.21), який називається швидкісним або лобовим опором і, як видно, пропорційний квадрату швидкості води, включає модуль швидкості, оскільки знак цього навантаження співпадає зі знаком швидкості руху частинок води. Другий доданок має назву інерційного опору і, як видно, пропорційний прискоренню частинок води. Коефіцієнти Сшв і Сін називаються відповідно коефіцієнтами швидкісного та інерційного опорів.

Значення коефіцієнтів швидкісного та інерційного опорів залежать від безрозмірних параметрів, зв'язаних у свою чергу з максимальною швидкістю частинок води ххmax і періодом хвилювання Т

(3.22)

де с і м -- густина і кінематичний коефіцієнт в'язкості рідини. Перший з цих параметрів, який називається числом Рейнольдса, вже був згаданий у зв'язку з вітровими навантаженнями і характеризує дію в'язкості рідини. Другий параметр -- число К'юлагена-Карпентера -- характеризує ефект, зв'язаний з періодичністю хвилювання. На жаль, кількість експериментальних даних, які встановлюють залежність коефіцієнтів опору від вказаних безрозмірних параметрів, надто обмежена, і тому в інженерній практиці обидва коефіцієнти вважають для простоти розрахунків постійними. Значення коефіцієнта швидкісного опору Сшв приймають в межах 0,6-1,0, а значення коефіцієнта інерційного опору Сін -- в межах 1,5-2,0.

За значеннями швидкості хх і прискорення ах у виразі (3.21), визначеними за відповідною хвильовою теорією, а також значеннями коефіцієнтів швидкісного та інерційного опорів можна отримати залежності, які визначають розподіл хвильового навантаження по довжині колони у будь-який момент хвильового циклу. Так як швидкості і прискорення частинок рідини, обумовлені хвилюванням, у загальному випадку зменшуються з глибиною, розподіл хвильового навантаження вздовж колони має вигляд, зображений на рисунок 3.4.

Рівнодійна хвильового навантаження, яка діє на колону на ділянці від дна (у=0) до деякого рівня у, дорівнює



(3.23)

Аналогічно момент цього навантаження відносно низу колони (у=0) дорівнює

(3.24)

а плече рівнодійної відносно низу колони знаходиться, як

(3.25)

3.3.4 Навантаження від хвиль Стокса

При розгляді хвиль кінцевої амплітуди Стокса розрахунок хвильового навантаження за допомогою виразу (3.23) є складним, оскільки хвильова поверхня описується у вигляді суперпозиції хвиль різного профілю. Підставляючи вирази (3.10) і (3.16) для горизонтальних складових швидкості і прискорення частинок рідини у рівняння Морісона, отримаємо при х=0 (припускаючи, що цей переріз співпадає з колоною)

(3.26)

де коефіцієнти Un і Rn визначається за формулами (3.15) і (3.17). При цьому подвійне сумування виконується так, щоб добуток при m+n>5 не враховувався у відповідності з тією точністю, яку може забезпечити теорія Стокса п'ятого порядку. Підставляючи отриманий вираз у (3.23), знайдемо хвильове навантаження F(у) на колону на рівні у від дна

F(y)=Fшв(у)+Fін(у) (3.27)

Де

(3.28)

(3.29)

Введемо позначення Sn=shnkh і, використовуючи коефіцієнт складової швидкості, визначений за формулою (3.15), отримаємо

(3.30)

(3.31)

Для визначення моменту максимального хвильового на вантаження відносно основи колони можна скористатися формулами (3.24) і (3.26) і отримати формулу аналогічно з приведеною вище для зусиль. Але ці формули дуже громіздкі і краще використати наближений метод з використанням уже отриманих виразів для зусиль. Якщо розбити колону за її довжиною на N ділянок, то за допомогою виразу (3.27) можна підрахувати хвильове навантаження на кожній ділянці для моменту часу, коли воно досягає максимального значення, а потім, припускаючи, що навантаження рівномірно розподілене в межах кожної окремої ділянки, необхідно додати моменти цих навантажень відносно основи колони. Розглянемо для прикладу колону на рис. 3.5 і розділимо її на дві ділянки - нижню довжиною у1 і верхню довжиною у2-у1. Рівнодійне навантаження на нижній ділянці позначимо F1 = F(у1), а на верхній ділянці -- F2-F1=F(у1)-F(у2). В припущенні рівномірного розподілення хвильових навантажень на окремі ділянки їх рівнодійні прикладені посередині довжини відповідної ділянки, і відповідно момент цих сил відносно основи колони

(3.33)

де сили F відповідають вибраному моменту часу і підраховуються за формулою (3.27).

Для знаходження максимального моменту від хвильового навантаження на колону необхідно вибрати той момент часу, коли хвильове навантаження досягає максимуму. Запропонований спосіб дає тим більшу точність, чим більше число ділянок, на які розбивають колону. У загальному випадку при кількості ділянок N отримаємо

(3.34)

причому Fo=0 i yo=0.

Розрахунок хвильових навантажень проводимо за теорією хвиль Стокса в додатку А.

В результаті розрахунку ми отримали навантаження на колону Fmax= 3.171 МH.

Зведення хвильових навантажень до вузлових.

Розрахунки опорних основ морських споруд, які мають вигляд просторових ферм, вимагають розподілення хвильових навантажень до еквівалентних вузлових сил і моментів. Для визначення цих зусиль звичайно встановлюють той момент хвильового циклу, при якому хвильові навантаження досягають максимуму. Внесок кожного окремого елемента у вузлове навантаження знаходиться з використанням спрощеного уявлення про розподілення хвильових навантажень по всій довжині елемента або окремих його ділянок. Вузлове навантаження обчислюють як суму вузлових зусиль, які передаються вузлу від усіх елементів, які в ньому з'єднані.

На рисунку 3.2 розглянутий більш загальний випадок розподілення навантажень за довжиною елемента. Наявність не навантаженої ділянки елемента дозволяє застосувати отримані залежності до розгляду верхніх елементів споруди, які піддаються хвильовій дії тільки на деякій частині їх довжини. Вузлові навантаження (рис б) можуть бути визначені наступним чином:



Розглянутий білінійний закон розподілення навантаження дає кращі можливості для більш точного його описування, ніж лінійний закон зміни навантаження в границях всієї довжини елемента.

Згідно розрахунків наведених в додатку А наводимо основні величини:

Вузлові навантаження на елемент 2- 6 мають наступні значення

F2x = 1,897·104 Н/м; F2y = -1,897·104 Н/м; F6x = 2,464·104 Н/м; F6y = -2,464·104 Н/м.

3.5 Розрахунок пальових основ і фундаментів

3.5.1 Характеристика ґрунтів

Донні ґрунти відносяться до осадових порід і складаються в основному із частин, зерен або обломків скелі з можливим включенням матеріалів органічного походження, різним за гранулометричним складом. Вони можуть бути віднесені до найрізноманітніших класифікаційних категорій залежно від розмірів частинок і пластичності або не пластичності при насиченні їх водою або здатності чи нездатності до формування без тріщин.

Основні дві категорії ґрунту - це піски і глини. Піски з однієї сторони, характеризуються як непластичне середовище з частинками розміром від 0.075 до 5 мм, а з другої, глини характеризуються як пластичні ґрунти з частинками меншими 0.075 мм. До третьої категорії ґрунтів, з якими доводиться мати справу в морських умовах, є мули - відповідно непластичні ґрунти з частинками розміром менше 0.075 мм. Дані ґрунти представлені в більшості сумішшю всіх трьох категорій ґрунтів. Для інженерних розрахунків вони повинні бути класифіковані на глини і піски залежно від їх пластичної або непластичної поведінки. Ґрунти біля поверхні морського дна і нижче є зазвичай водонасичені і всі пори між частинками заповнені водою. Загальне напруження в будь якій точці такого водонасиченого ґрунту може розглядатись як сума напружень в скелеті ґрунту і порового тиску. Коли взірець ґрунту піддається рівномірному і поступовому обтисненню, то спочатку він веде себе пружно, а потім, при досягненні деякого критичного рівня напружень, руйнується від зсуву і зменшується. За руйнівне приймається за звичай таке значення обтиснення ґрунту, при якому дотичні напруження досягають критичного рівня, що визначається за емпіричною формулою Кулона:

...