Проектування інтенсифікації припливу газу шляхом солянокислотної обробки пласта на Східно-Казантипському родовищі

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 Азовського моря знаходиться чотири родовища: Північно-Керченське, Північно-Казантипське, Східно-Казантипське і Північно-Булганакське; та на шельфі Чорного моря також 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.



1. Загальні відомості про район родовища

солянокислотний родовище свердловина морський

Східно-Казантипське газове родовище розташоване у південній частині акваторії Азовського моря, в 10 км на схід від Північно-Казантипського родовища і на відстані 40 км на південний захід від м. Керч (рисунок 1.1), яке являється основним споживачем газу.

Глибина моря в межах родовища 11-12 м.

Клімат району помірно-континентальний. Зима холодна, вітряна. Температура інколи понижується до мінус 25°С (січень- лютий); літо - жарке, засушливе - максимальна температура досягає плюс 35°С і припадає на липень і серпень місяці. Середньорічна температура складає +11.5°С.

Вітровий режим на Азовському морі нестійкий. Восени і взимку переважають східні і північно-східні вітри силою 6-9 балів. Весною і влітку вони змінюються на західні і південно-західні, рідше східні та північно-східні силою 3-6 балів. На рисунку 1.2 зображена роза вітрів даного регіону, яка дозволить правильно зорієнтувати опорний блок платформи на місцевості. В даному випадку з рисунку 1.2 видно, що переважають східні та західні вітри.

Хвилювання моря понад 4 балів відмічаються в осінньо-зимовий період; дуже часто в лютому-березні трапляються довготривалі шторми силою до 7 і більше балів. В теплий період року трапляються шквали з зливовими дощами та грозами. Протягом року випадає понад 350 мм опадів, максимальні опади припадають на осінь і весну. Бувають часті, тумани з горизонтальною видимістю до 500 м літом і до 50 м зимою. Влітку вода в морі прогрівається до 25 і більше градусів. В суворі зими створюється льодовий покрив товщиною до 0.7м. Під час сильних вітрів створюються тороси, висота яких досягає 1 м, а в прибереговій зоні до 5-10 м. Східно-Казантипське підняття виявлено регіональними сейсмічними дослідженнями МВХ та ЗГТ в 1970 році по відбиваючому горизонту Іt (покрівля чокракського горизонту). До пошуково-розвідувального буріння



Рисунок 1.1 - Оглядова карта (М 1:400 000)

воно підготовлено детальними сейсмічними роботами МВХ та ЗГТ в 1976-77рр. (с. п 289/76 і 297/77) по відбиваючих горизонтах Im, Is та Іа, які відносяться відповідно до покрівлі меотису, сармату та майкопу.

Рисунок 1.2 - Роза вітрів

В тектонічному плані Східно-Казантипське підняття відноситься до центральної частини Індоло-Кубанського прогину. За даними сейсморозвідки у відкладах неогену і майкопу воно має форму пологої брахіантиклінальної складки північно-східного простягання з амплітудою до 30 м.

Розміри складки в межах замкнутої ізогіпси - 430 м складають 9x4.5 км, площа - майже 33 км2.

В 1999 році на Східно-Казантипській площі було розпочато пошукове буріння. Свердловиною 1, яка була пробурена в межах північно-східного крила структури, у відкладах меотису в інтервалі 440-456 м розкрито пачку газонасичених пластів, з якої при випробуванні (інтервал перфорації 440-449 м) отримано промисловий приплив газу дебітом 111.9 тис.м3/добу на штуцері діаметром 14 мм. Пластовий тиск на глибині 444.5 м склав 4.56 МПа.

Промислову продуктивність горизонту підтверджено результатами випробування свердловини 2, яка пробурена в склепінній частині структури. Із інтервалу перфорації 428-439 м отримано приплив газу дебітом 195.4 тис.м3 добу на штуцері діаметром 19.7 мм.

Газ родовища метановий (97.32-98.133 %). Вміст етану незначний - 0.315-0.321 %.

Виявлений поклад газу відноситься до пластово-склепінного типу.

Родовище знаходиться в розвідці.



2. Геологічна будова родовища

2.1 Стратиграфія

Осадовий комплекс акваторії Азовського моря утворений в основному мезозойсько-кайнозойськими відкладами товщина яких досягає майже 12 км.

Свердловинами 1,2 Східно-Казантипського родовища розкриті майкопські відклади неогену, які беруть участь в будові родовища. Уявлення про більш давні утворення які можна отримати по результатах пошуково-розвідувального буріння на сусідніх площах.

Розчленування розкритого розрізу (див. табл. 2.1) проведено на підставі порівняння з розрізами Північно-Казантипського, Північно-Керченського та інших родовищ Індоло-Кубанської нафтогазоносної області.

Таблиця 2.1 - Розчленування розкритого розрізу

Система	Відділ	Ярус, серія	Свердл. 1	Свердл.2
Четвертична - Q	верхній N2 (пліоцен)	куяльницький -Nrk кимерийський -Nrkm
Неогенова - N	нижній -N1 (міоцен)	понтичний -- Nrp меотичний -- N Іm сарматський -- NIs тортонський -- NIt майкопський -- NImk	440 633 1035 1090 1600	428 620 1023 1076 1100
Майкопська Серія - NImk

Пошуковою свердловиною 1 в інтервалі 1090-1600 м розкрито верхню частину (потужністю 510 м) майкопських відкладів нижнього міоцену. Вони представлені одноманітними переважно не вапнистими та слабо вапнистими глинами з лінзами та тонкими прошарками алевролітів і дрібнозернистих пісків та пісковиків. На Північно-Казантипському родовищі до них приурочені газові поклади: М-І, М-ІІ та M-IV.

Тортонський ярус - NIt

Відклади ярусу неузгоджено залягають на розмитій поверхні майкопськнх глин і відносяться до середнього міоцену, представлені переважно глинами, різною мірою вапнистими і піщанистими, з підпорядкованими прошарками мушлевих та оолітових вапняків, мергелів, а також пісків, алевролітів та пісковиків з пористістю - 10.7-25.6 % і проникністю - 0.25-72.5?10 -15 м2. Товщина ярусу 53-55 м.

Сарматський ярус - NIs

Розріз сарматського ярусу верхнього міоцену виражений в нижній частині глинами з тонкими прошарками детритових вапняків, алевролітів та пісковиків, а в середній і верхній - перешаруванням глин з черепашковими, оолітовими і мікрозернистими вапняками та мергелями з рідкими проверстками алевролітів і пісковиків. Пісковики дрібно- і тонкозернисті, слабо зцементовані глинистим цементом, Пористість їх по одному зразку складає 34.2 %, проникність - 11.4?10 -15 м2. Товщина сармату становить 402 м.

Меотичний ярус - NIm

Відклади меотичного ярусу верхнього міоцену представлені глинами сірими, алевритістими з рідкими прошарками та пачками алевролітів, пісковиків та пісків, а також мергелів і вапняків, товщиною 2-3, рідше 4-5 м.

В розрізі середнього і верхнього міоцену на структурах Індоло-Кубанського прогину виділяється чотири горизонти: N-I, N-II, N-ІІІ та N-IV.

При випробуванні найвищого горизонту (N-I), приуроченого до покрівлі меотиського ярусу, в свердловинах 1 (440-452 м) і 2 (428-439 м) Східно-Казантипського родовища отримані промислові припливи газу.

Продуктивний горизонт N-I представлений вапнистими пісками з прошарками пісковиків та піщанистих органогенно-детритових вапняків товщиною 2-3 м. Колектор тріщинно-порового типу з пористістю від 33.7 до 46 % за керном і 28-37 % за геофізикою. Проникність колектора - 19.7- 23.77?10 -15 м2. Товщина ярусу 192 м.

Верхній неоген (пліоцен)

Відклади понтичного ярусу (Nrр) близькі за складом до меотиських і представлені також глинами сірими, вапнистими, алевритістими з тонкими прошарками алевролітів та мергелів (товщиною від кількох см до 1 метра). Загальна товщина 130 м.

Вищезалягаючі відклади кимерийського (Nrkm) і куяльницького (Nrk) ярусів пліоцену представлені морськими глинами з прошарками пісків та пісковиків. Товщина 250 м.

Четвертичні осади (Q) в виразі мулу, суглинків і пісків розкриті загальною товщиною 50-55 м.

2.2 Тектоніка

За даними геофізичних досліджень і буріння глибоких свердловин в межах акваторії Азовського моря з півночі на південь виділяються наступні структурні елементи субширотного простягання: Північно-Азовський прогин, складно побудований Азовський вал і Індоло-Кубанський прогин.

Індоло-Кубанський прогин, в межах якого знаходиться Східно- Казантипське родовище, утворився в олігоцен-міоценовий період одночасно з підняттями Кавказу і Гірського Криму і заповнений майкопськими та неогеновими відкладами потужністю до 6 км. Довжина прогину 150 км, ширина 45-50 км; північний борт достатньо стрімкий, південний дуже пологий. Від структур Азовського валу він відокремлюється Південно- Азовським розривом, амплітуда якого на рівні до крейдяних відкладів перевищує 3 км.

В межах осьової зони Індоло-Кубанського прогину відмічається інтенсивна дислокованість осадів та роздрібненість тектонічними розривами майкопських та неогенових відкладів. Склепіння багатьох структур тут ускладнені діапіризмом (Північно-Булганакська) з утворенням масивів тектонічної брекчії. Діапіри генетично пов'язані з розломами глибокого проникнення.

В приосьовій зоні Індоло-Кубанського прогину паралельно береговій лінії Керченського півострова вузькою смугою протягаються з заходу на схід Північно-Казантипська, Східно-Казантипська, Північно-Булганакська, Пвнічно-Керченська та Сейсморозвідувальна структури.

В тектонічному відношенні Східно-Казантипське підняття розташоване в центральній частині Індоло-Кубанського прогину, на відстані 10 км на схід від Північно-Казантипського родовища. Підняття виявлено регіональними сейсмічними дослідженнями в 1970 році по відбиваючому горизонту It (чокракський горизонт тортону) і деталізовано в 1976-77 роках по відбиваючих горизонтах Im, Is та Іа, які відносяться відповідно до покрівлі меотису, сармату та майкопу.

Характерною особливістю будови Східно-Казантипської структури є цілковита відсутність диз'юнктивних порушень.

В структурному плані (відбиваючий горизонт Іm) дані сейсморозвідки і буріння дають можливість представити Східно-Казантипське підняття у вигляді брахіантиклінальної складки північно-східного простягання з чітко вираженими крилами і перикліналями. Північно-східна перикліналь заокругленого обрису занурюється під кутом біля 1°, південно-західна - більш широка і коротка, нахил якої досягає 2°. Крила асиметричні: південно-східне дуже пологе - 1°30', північно-західне -- більш стрімке і нахилене під кутом 3°.

Склепіння структури досить пологе. На рівні відбиваючого горизонту Im воно знаходиться на 50 м гіпсометрично нижче склепіння Північно-Казантипської складки.

В межах замкнутої ізогіпси мінус 430 м розміри Східно-Казантипської структури складають 8.5x4.5 км. Площа - 36 км2 , висота - трохи більше 25 м.

Використовуючи стратиграфічну прив'язку відбиваючих горизонтів, розкритих на Північно-Казантипському родовищі, в розрізі майкопських відкладів Східно-Казантипського підняття були виділені відбиваючі горизонти Іа1, Іа2, Іа2та Іа3. Виконані по них структурні побудови показують на зменшення розмірів антиклінальної складки з глибиною з одночасним збільшенням ступеня зануреності структури.

2.3 Газоносність

В акваторії Азовського моря в межах Індоло-Кубанського прогину відкрито чотири родовища: Північно-Казантипське, Східно-Казантипське, Північно-Керченське та Приберегове, де продуктивними являється олігоценово-пліоценовий газоносний комплекс. З ним пов'язана низка покладів ВВ на Північно-Казантипському (М-І, М-ІІ та МІІІМ), Північно-Керченському (N-IV), Східно-Казантипському (N-I) та Прибереговому (N-IV) родовищах.

Колектори представлені органогенно-детритовими, черепашковими, оолітовими вапняками та збагаченими органогенним матеріалом мертелями, пісками, зрідка, пісковиками та алевролітами. Вони залягають малопотужними прошарками серед глин, які домінують в розрізі.

На сьогоднішньому рівні вивченості в межах Індоло-Кубанського прогину найбільший інтерес викликають олігоценово-міоценові відклади (майкопська серія, тортонський, сарматський та меотичиий яруси). Тут простежується до 10-12 пластів-колекторів сумарною потужністю понад 100 м з дуже мінливими колекторськими властивостями. Основну роль в складі колекторів відіграють органогенно-детритові вапняки і мергелі. Їх пористість складає - 6.1-46 % (переважно 15-34 %), проникність - 0.25- 72.6?10-15 м2. Найвищою проникністю характеризуються кавернозні різновиди вапняків. Переважають високопористі, середньопроникні різновиди, про що свідчать не дуже високі припливи газу, які вимірюються, як правило, десятками тисяч кубометрів на добу.

До покришок відносяться досить потужні пачки майкопських, тортонсько-сарматських та понтичних глин, які чергуються з колекторами.

В 1999 році на Східно-Казантипській площі було пробурено дві свердловини, в результаті випробування яких в покрівлі меотису встановлено газовий поклад N-I. Результати досліджень газового горизонту наведені в таблиці 2.2.

Таблиця 2.2 - Результати досліджень

Смерд-ловина	Інтервал випроб вання	Діаметр штуцера, мм	Тиск, МПа	Дебіт газу, тис.м 3 /добу	Абсол,-Вільний дебіт газу, тис.м 3 /добу
			трубний	затрубний	вибійний
1	440-449	4.1 6 8 10 8 10 12 14	4.27 4.26 4.25 4.21 4.23 4.13 4.05 4.00	4.30 4.21 4.19 4.12 4.25 4.21 4.13 4.01	4.46 4.45 4.43 4.38 4.43 4.38 4.30 4.19	14.5 23.2 39.6 61.8 39.8 61.8 85.6 1 11.9	346.9
2	428-439	8 10 І2.2 13.9 15.9 17.8 19.7	4.14 4.14 3.99 3.92 3.70 3.45 3.43	4.2 8 4.27 4.23 4.21 4.20 4.17 4.15	4.45 4.44 4.43 4.42 4.40 4.38 4.36	44,19 69.15 98.98 123.23 149.29 175.53 195.4 0	1088.3

Продуктивний горизонт N-I представлений пісками, органогенно-детритовими черепашковими, оолітовими вапняками з рідкими прошарками пісковиків і мергелів.

Породи-колектори характеризуються дуже високою відкритою пористістю, яка за двома лабораторними визначеннями в свердловині 2, коливається в межах 33.7-46 % при відповідно низькій проникності - 19.7- 23.77?10-15 м2.

За даними промислово-геофізичних досліджень пористість колектора дорівнює 42 % по АК, 35-37 % по НГК, 36 % по РК при газонасиченості його 70-75 %.

Газовий поклад горизонту N-I пластовий, склепінний, повного контуру.

Ефективна газонасичена товщина колекторів в свердловині 1 складає 10.1 м, в свердловині 2 - 11.0 м.



2.4 Фізико-літологічна характеристика колекторів

Фізико-літологічна характеристика порід-колекторів продуктивного

горизонту N-1 Східно-Казантипського родовища представлена на основі узагальнення результатів геофізичних досліджень свердловин 1 і 2 та лабораторного опрацювання кернового матеріалу. Розшифровка літології розрізу і оцінка колекторських властивостей порід із-за недостатньої кількості кернового матеріалу проводилася в основному за даними промислової геофізики.

Незважаючи на те, що ми володіємо обмеженою кількістю геологічної інформації (усього на площі пробурено дві свердловини), дані буріння дозволяють передбачити, що продуктивний горизонт N-1 буде мати задовільну літологічну витриманість по площі. За даними промислової геофізики він складений, в основному, вапняками з рідкими прошарками пісковиків та алевролітів.

Керном продуктивний горизонт охарактеризований лише в свердловині 2 (два лабораторних визначення), де представлений переважно органогенно-детритовими та черепашковими вапняками, а також вапнистими пісками та глинами.

Таблиця 2.3 - Результати інтерпретації матеріалів ГДС

№№свердл.	Інтервал відбору керну, м	Відкрита пористість, %	Газопроникність, Кп р?10-15 м2
2	430-436 436-441	46 33.7	23.77 19.7

Із-за недостатньої висвітленності продуктивного горизонту керном, підрахункові параметри колекторів родовища визначалися за результатами інтерпретації матеріалів ГДС з використанням результатів обробки двох зразків керну (таблиці 2.3, 2.4). Визначення газонасиченості колектора проводилося за загальноприйнятою методикою, яка заснована на залежності між параметрами пористості та насиченості. Коефіцієнт пористості визначався трьома способами: по акустичному каротажу, НГК та Рк

До ефективної газонасиченої товщини колектора зараховувалися прошарки вапняків, пісків та пісковиків, при випробуванні яких в свердловинах 1 і 2 були отримані припливи флюїдів.

2.5 Фізико-хімічні властивості газу

Відомості про компонентний склад, фізичні властивості газу продуктивного горизонту N-I отримані в результаті хіманалізу проб газу, які були відібрані в процесі випробування та дослідження свердловин 1 і 2 (таблиця 2.5).

За даними аналізу абсолютна густина гирлового газу коливається в межax від 0.6893 до 0.7387 кг/м3, відносна - від 0.572 до 0.613.

Основним компонентом в складі газу являється метан, дольовий вміст якого коливається від 93.493 до 98.133 %. З важких вуглеводнів переважає етан, кількість якого досягає 1.899 %. Вміст граничних ВВ дуже високий, де складає 97.999-98.935 %, із них важких 0.802-4.506 %.

За вмістом метану - гази метанові; за вмістом важких вуглеводнів гази відносяться до сухих.

В не вуглеводневій частині газової суміші визначено: азоту - 0.401%, вуглекислоти -0.686-1.607 %, кисню - 0.003-0.005 %.

За вмістом азоту гази родовища відносяться до низько азотних, а за вмістом вуглекислоти - до низьковміщаючих СО2.



Таблиця 2.5 - Компонентний склад гирлового газу продуктивного горизонту N-l

Показники	Свердловина 1	Свердловина 2
	440-449 м, проба 1	440-449 м, проба 2	428-439 м
1	2	3	4
Склад гирлового газу, %об. метан етан пропан і-бутан n-бутан і-пентан n -пентан гексан+вищі азот СО2 О2	97.325 0.315 0.470 0.052 0.162 0.029 0.031 0.032 0.401 1.179 0.004	93.493 1,899 1. 737 0.178 0.458 0.084 0.076 0.075 0.389 1.607 0.005	98.133 0.321 0.201 0.044 0.060 0.027 0.031 0.118 0.376 0.686 0.003
Абсолютна густина, кг/м3 Густина відносна Нижча теплотворна здатність, ккал/ст.м3 Вища теплотворна здатність, ккал/ст.м3	0.6977 0.579 8000 8877	0.7387 0.613 8349 9248	0.6893 0.572 8012 8891

2.6 Гідрогеологічна характеристика

2.6.1 Основні водоносні комплексні

Розріз Східно-Казантипського родовища розкритий всього двома свердловинами, причому на невелику стратиграфічну та гіпсометричну глибину. Водоносні горизонти у свердловинах не випробувані. Тому об'єм

гідрологічних матеріалів родовища майже не збільшився з 1987 р, коли складався проект пошуково-розвідувальних робіт на цій та інших площах

Індоло-Кубанського прогину на акваторії Азовського моря. Автори проекту змушені були використовувати гідрогеологічні матеріали, одержані при розбурюванні структур Керченського півострова [1]. Крім цього узагальнення мається ще одне, виконане раніше по всьому Кримському півострову, включаючи західну частину Індоло-Кубанського прогину [2]. На їх основі гідрогеологічна характеристика Східно-Казантипського родовища уявляється у наступному вигляді.

Основні водоносні комплекси розрізу приурочені до докрейдяних (палеозойсько-юрських), нижньокрейдяних, верхньокрейдяних, датсько- палеоценових, еоценових, майкопських і неогенових відкладів, їх розділяють регіональні водоупори, складені глинами аптського і альбського ярусів нижньої крейди, майкопської свити, міоцену і пліоцену.

Із докрейдяних відкладів припливи води, одержані на Новоселівському піднятті Степового Криму. Свердловини фонтанували водою з дебітом 5-20 м3/добу. Інколи дебіт води досягав 1000 м3/добу. На Гончарівській площі із свердловини 6 дебіт води із юрських вапняків склав 2420 м3/добу.

У нижньокрейдяному комплексі підвищеною водозбагаченістю відзначається неокомський водоносний горизонт. В апт-альбських відкладах виділяються тільки локальні водоносні горизонти. Із переважаючої кількості свердловин глибиною понад 2500 м припливи води не перевищували декілька м3/добу, із дещо меншої кількості свердловин - декілька десятків м3/добу. При неглибокому заляганні цього комплексу (до 1000 м) припливи води інколи досягали сотень і навіть 2480 м3/добу, як у свердловині 2 Сакської площі. На Мошкарівській і Куйбишевській площах дебіти води змінювалися від 2 до 48 м3/добу. Свердловини часто фонтанують.

У верхньокрейдяних відкладах водоносними є пласти вапняків, пісковиків, алевролітів. Водозбагаченість їх порівняно невелика. Дебіти води із свердловин змінюються від величин менших 1 м3/добу до 30 м3/добу. На Стрілковій площі у свердловині 8 спостерігався приплив води 433.3 м3/добу при самопливі. Безпосередньо в Індоло-Кубанському прогині випробувані свердловини 110, 111 Мошкарівської площі. Остання фонтанувала з дебітом води до 1509 м3/добу.

У датсько-палеоценових і еоценових відкладах водозбагаченість водоносних горизонтів, що представлені вапняками, мергелями. пісковиками, характеризується дебітами води у свердловинах до 58.4 м3/добу. На Стрілковій площі дебіт води у свердловині 8 становив 820.3 м3/добу. На Мошкарівській і Куйбишевській площах він становив всього 2.5 і 2.7 м3/добу.

Майкопська свита олігоцену і нижньої частини міоцену складена переважно глинами. Але в ній є малопотужні невитримані пласти алеврітів і пісковиків, які насичені водою, а на ряді площ нафтою і газом. Водоносні горизонти випробувались на Джанкойській, Стрілковій площах, де дебіти води частіше не перевищували 5-6 м3/добу. Зрідка вони досягали 20 м3/добу. Свердловини часто переливали. На Східно-Казантипській площі геофізичними дослідженнями свердловини 1 в інтервалі від 1177 до 1595 м виявлені тонкі прошарки колектора, який представлений алевролітами з пористістю від 9.4 до 20 %.

Вище у теригенно-карбонатній товщі середнього міоцену і пліоцену в межах Керченського півострова виділяються декілька водоносних горизонтів у тортоні, сарматі, понт-меотисі, кімерій-куяльнику. Це малопотужні (1-5 м) прошарки пористих і кавернозних, переважно черепашкових вапняків, а тахож глинистих пісків і пісковиків, Водозбагаченість їх дуже мінлива. Припливи води із тортону коливались від 2 до 85 м3/добу. На Березівській площі із чокракських відкладів одержані припливи води від 0.4 до 13 м3/добу. Слабкі припливи спостерігались із карачанських відкладів. На Прибережній площі із чокракськнх відкладів припливи води досягли 600-680 м3/добу. Сарматські відклади більш глинисті, тому менше водозбагачені. Передбачається, що у понт-меотичних відкладах окремі водоносні горизонти пісковиків та вапняків типу тих, що розкриті на Східно-Казантипському родовищі і що відзначаються значною пористістю (до 46 %), можуть забезпечити дебіти води у десятки чи навіть, сотні м3/добу. Кімерій-Куяльницькі відклади внаслідок підвищеної глинистості маловодозбагачені.

У четвертинних відкладах ґрунтові води на суші містяться в озерно-морських пісках, черепашниках, галечниках.

2.6.2 Хімічний склад підземних вод

Найважливішою гідрохімічною особливістю розрізу системи прогинівКримського півострова є різноманітність хімічного складу підземних вод у всіх водоносних комплексах. Вона склалася під впливом взаємодії інфільтраційних вод північного передгір'я Кримських гір та південного схилу Українського кристалічного масиву, а також елізійних і термодегідратаційних вод глибокозанурених горизонтів депресійних структур з первинними седіментогенними водами.

Східно-Казантипське родовище знаходиться на віддаленні від регіональних областей інфільтраційного живлення, не може зазнавати впливу навіть місцевої інфільтрації (атмосферних опадів). Місце інфільтраційних вод у складній взаємодії вод різного генезису займає на родовищі вода Азовського моря. Приймаючи це до уваги можна передбачити хімічний склад підземних вод розрізу родовища при майже повній відсутності фактичних даних, орієнтуючись на гідрохімічні розрізи площ з подібним розташуванням, подібною літолого-стратиграфічною будовою і подібними геотермічними умовами, щоб знівелювати вплив згаданих вище факторів, із врахуванням сказаного у таблиці 1 підібрані характерні аналізи підземних вод кожного комплексу. При цьому для майкопського комплексу наведені гідрохімічні дані з порівняно неглибоких горизонтів з невисокими термобаричними параметрами та з глибокозалягаючих високотемпературних зон, де під дією високих стадій катагенезу (МКз і вище) генеруються термодегідратаційні води специфічного хімічного складу. У підмайкопських комплексах води такого генезису зустрічаються частіше, оскільки вони частіше розкриті у високотемпературних умовах.

Привертають увагу ще дві гідрохімічні особливості розрізу системи прогинів Кримського півострова: порівняно невелика концентрація водорозчинених солей у підземних водах всіх водоносних комплексів та наявність гідрохімічної інверсії при переході від майкопського водоносного комплексу до дат-палеоценового і нижчезалягаючих.

Згідно із вказаними особливостями на суші у четвертинних і неогенових водоносних горизонтах до майкопської товщі поширені прісні солонуваті та солоні води різного хімічного складу з мінералізацією до 10 г/л. Ближче до областей живлення переважають мало мінералізовані сульфатні, сульфатно-хлоридні магнієво-натрієві води. На віддалені від областей живлення і при збільшенні глибини залягання мінералізація інколи зростає до 50-60 г/л. При цьому води належать до хлоркальцієвого типу (за Суліним), тобто мають хлоридний натрієвий склад з підвищеним вмістом кальцію. Вміст йоду досягає 43.58 мг/л, брому - 58.96 мг/л, бору - 67.2 мг/л.

На Східно-Казантипській площі у надмайкопських відкладах будуть переважати води, утворені сучасною інфільтрацією вод Азовського моря, дещо перетворені взаємодією їх з породами на ранніх етапах катагенезу. У таблиці 2.6 приведений аналіз води, що виносилась разом з газом із свердловини 1. Вона має мінералізацію 17.48 мг/л при хлоридно-натрієвому складі і підвищеним вмістом сульфатів, гідрокарбонатів, магнію. Тип води гідрокарбонатно натрієвий. Вода подібна водам Азовського моря. Але остання має хлормагнієвий тип, дещо меншу мінералізацію, менший вміст сульфатів і, особливо, гідрокарбонатів, підвищений вміст хлоридів магнію.

Майкопські горизонти на глибинах близьких глибині залягання цих горизонтів на Східно-Казантипському родовищі, вміщують води хлоркальцієвого типу з найвищою (до 62 г/л) мінералізацією. Серед аніонів переважає CL, а серед катіонів - Na, крім того спостерігається підвищений вміст Са (до 8.5 %-екв.). Ці води багаті бромом (до 117.6 мг/л), йодом (до 82.32 мг/л), бором (до 30 мг/л).

Нижче майкопської товщі мінералізація підземних вод знижується і найчастіше коливається в межах 20-30 г/л, підвищуючись іноді до 40 г/л. Вміст йоду досягає 0-70 мг/л, брому 90 мг/л, бору 160 мг/л.

На великих глибинах у високотемпературних зонах (понад 110°С) мінералізація підземних вод у майкопських і, особливо, у до майкопських відкладах ще більше знижується і рідко перевищує 20 г/л, як, наприклад, на Мошкарівській площі. Тут відчувається вплив термодегідратаційних вод. Вони збагачені гідрокарбонатами, абсолютний вміст яких досягає 3830.8 мг/л, а водоносний - 21.99 %-екв. Йодом і бромом ці води порівняно небагаті, а збагачені таким катагенним компонентом, як бор, вміст якого часто перевищує 100 мг/л. Іноді води цього генезису проникають у відклади низькотемпературної зони, зокрема, по жерлах грязевих вулканів під дією АВПТ.

2.6.3 Термобаричні умови

Ha рисунку 2.1 нанесені дані про розподіл пластових температур у розрізі багатьох структур Індоло-Кубанського прогину та деяких площ інших структурно-тектонічних елементів Криму. Названий прогин виступає як аномальна геометрична зона з підвищеними температурами на однойменних глибинах. Це видно із рис.2.1, де Стрілкова площа за межами прогину має порівняно понижений температурний режим. Замір температури по Східно- Казантипській площі дав теж невисоке її значення, але він одержаний при випробуванні газового об'єкту і може бути заниженим внаслідок впливу дросельного ефекту. Тому слід орієнтуватись на термограми у вистояних свердловинах, якими є, зокрема, термограми Мошкарівської, Куйбишевської та інших площ Індоло-Кубанського прогину.

За даними цих площ природна температура на Східно-Казантипському родовищі, вірогідно, на декілька °С (2.5-3) вища за наявне значення.

Інше практичне значення температури є визначення належності розрізу Східно-Казантипського родовища до певної зони за схемою спряженої вертикальної зональності катагенезу порід і POP, гідрогеологічних умов, нафтогазонакопичення. Знання вказаної належності необхідне для правильного вибору аналогового об'єкту Східно-Казантипського родовища і прогнозу особливостей освоєння його покладу, зокрема режиму розробки і закономірностей вторгнення контурних вод, на основі використання накопленого досвіду.

За геотермічними даними поклад понт-меотичного горизонту, розташований у самій верхній частині основної зони нафтогазонакопичення, яка охоплює верхню низькотемпературну частину розрізу до ізотерми 110С. 3a даними термограми свердловина 110 Мошкарівської площі ізотерма може залягати на глибині близько 2700 м. Нижче знаходяться елементи глибинної зони переважного газонакопичення: катагенетично ущільнена і зцементована товща та зона вторинного локального розущільнення порід. Глибинна зона характеризується різкою зміною всього комплексу параметрів системи порода-вода-РОР-УВ.

Одним із таких параметрів є пластові тиски флюїдів, які у глибинній зоні є переважно аномально високими, що видно із графіка їх розподілу у розрізі Індоло-Кубанського прогину. Навпаки, у верхній частині розрізу АВПТ зустрічаються рідше і характеризуються меншим ступенем аномальності. На Східно-Казантипському родовищі тиск флюїдів у понт-меотичному горизонті близький до нормального регіонального гідростатичного тиску Ррг, лінія якого проведена з використанням даних по розподілу густини підземних вод у розрізі Кримського півострова. Відношення Рпл/Руг у свердловині 1 складає 1.026, а у свердловині 2 - 1.050. На Північно-Казантипському родовищі спостерігається вже більш значне відхилення Рпл від Руг. Відношення Рпл/Руг у покладі М-1 майкопської площі східного блоку становить 1.409, у покладі М-1 східного блоку - 1.146, у покладі М-2 західного блоку - 1.109. Це пов'язано з тим, що поклади цього родовища знаходяться у глинистій товщі майкопської свити, яка є в цілому флюїдоупорною товщею і чинить більший опір міграції вуглеводням. Надлишковий тиск мігруючих вуглеводнів, як найважливіший фактор підвищення тиску флюїдів в осадовій нафтогазогенеруючій і нафтогазоносній товщі, зростає до аномальних значень, необхідних для подолання опору і прориву майкопських глин (рисунок 2.2).

Іноді АВПТ зустрічаються в інших флюїдоупорах основної зони нафтогазонакопичення. Зокрема на Мошкарівській площі, під майкопською товщею, у свердловині 111 на глибині 975 м Рпл/Pyг становить 2.159. Але з найбільшим ступенем аномальності і найчастіше АВПТ поширені вже у високотемпературній зоні, де перешкодою для субвертикальної міграції вуглеводнів є товща катагенетично ущільнених і зцементованих порід. Усереднений температурний інтервал їх приуроченості становить 110-120°С, де монтморілонітові глини стають гідрослюдистими. Відношення Рпл/Руг у високотемпературній зоні Індоло-Кубанського прогину досягає величин понад 1.5, а інколи понад 2.00, як на Куйбишевській і Фонтанівській площах відповідно у верхньокрейдяних і майкопських відкладах. Крім АВПТ глибинна зона характеризується поширенням вторинних локальних резервуарів розущільнення, вторинних колекторів порово-тріщинного типу, флюїдів, збагачених катагенними компонентами НСО3, а також таким корозійно активним компонентом, як СО2.



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:

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

За способом обпирання 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.



Рисунок 3.1 - Класифікація МСП

Вибір типу і розмірів споруди для освоєння родовищ визначається природними умовами залягання нафти і газу і стратегії їх освоєння.

Розміри і конструкція платформ, з яких проводиться похиле буріння, залежить від глибини залягання родовища під дном. Чим глибше розміщений продуктивний пласт, тим більша площа його може бути розбурена з однієї платформи. Тому при глибокому заляганні родовища добре споруджувати невелику кількість великих платформ, призначених для буріння і обслуговування великої кількості свердловин. Для освоєння при поверхневих родовищ раціонально використовувати значну кількість легких платформ. Тип і розміри споруди залежать також від глибини моря в місці експлуатації, віддаленості від берега, зовнішніх навантажень і ряду інших факторів. Рекомендації приведені в ряді СНІП.

Для попередніх оцінок може бути запропонована наступна приблизна схема.

А. Для незамерзаючих акваторій глибиною до 100 м. При малій глибині залягання родовища під дном моря (сотні метрів) необхідно пробурити велику кількість розміщених на родовищі свердловин. З цією метою можна використовувати намивні і насипні штучні острови (при глибині до 5 м), естакади і при естакадні площадки, платформи на наскрізному опорному блоці з пальовою основою, пересувні установки.

Найбільше поширення на глибинах моря до 30 м і на відстані від берега до 50 км отримали естакади.

На великих глибинах, в основному, використовують платформи з наскрізним опорним блоком на пальовій основі, самопідйомні платформи самостійно або в парі з легкими опорними блоками.

З кожного опорного блока бурять невелику кількість свердловин, тому на них послідовно розміщують бурове, а потім експлуатаційне обладнання. Блоки виготовляють легкими, і вони є відносно дешевими.

Застосування самопідйомних установок особливо раціональне при наявності надійного підводного експлуатаційного обладнання, яке встановлюється над пробуреною свердловиною і з'єднується трубопроводом з нафтосховищем. При переході від при поверхневих горизонтів на більш глибокі ефективно використовувати СПБУ в парі з легким опорним блоком. Установку ставлять поруч з блоком і на нього наводять вишку СПБУ. По закінченню буріння на блоці встановлюють автономне експлуатаційне обладнання. Завдячуючи тому, що на блоці не передбачається розміщення персоналу, енергетичного обладнання і запасів, він стає досить легким ,і вартість його в декілька разів менша від вартості опорних блоків, які використовуються для проведення бурових робіт.

При великій глибині залягання родовища під дном (тисячі метрів) його бажано розробляти з великих платформ, призначених для буріння декількох десятків свердловин. Для скорочення термінів початку експлуатації родовища на платформі встановлюють декілька (два - три) бурових верстати, які здійснюють роботу одночасно. Для цього необхідно мати в п разів більше технологічних запасів, технологічного обладнання, виробничих площ, що підвищує вартість споруди. Вони в 1,5-2 рази дорожчі ніж блоки, які використовуються при малій глибині залягання родовища. Але той факт, що для розробки родовища потрібна невелика кількість споруд, робить їх використання економічно ефективним.

Б. Для незамерзаючих глибоководних акваторій. Експлуатація родовища при глибині моря понад 100 м проводиться в основному з платформ на наскрізному опорному блоці з пальовою основою, а також з гравітаційних платформ.

Розрізняють платформи одно і багатоцільового призначення. Платформи поділяються на бурові і експлуатаційні. Бурові платформи більш легкі, їх верхня будова має поверхи загальною площею 1500-2000 м2. Експлуатаційні - триповерхові, площа третього поверху 3000-3500 м2 .

Розділення функцій буріння і видобутку забезпечує велику пожежобезпечність комплексу споруд.

Розробку родовища з допомогою платформ одноцільового призначення застосовують в таких випадках:

- коли необхідно вийти на розрахунковий рівень видобутку в найкоротші терміни;

-гідрометеоумови дозволяють використовувати полегшену конструкцію;

- коли необхідно бурити велику кількість свердловин, що знаходяться на великій віддалі одна від другої.

Витрати на будівництво платформ багатопланового призначення менші, але в цьому випадку приблизно на 1 рік збільшується термін початку експлуатації родовища. На віддалених від берега акваторіях часто поряд з іншими спорудами є зміст використовувати гравітаційні платформи багатоцільового призначення, які поєднують функції буріння, видобутку і зберігання нафти. З таких платформ буриться до 60 свердловин (об'єм нафтосховища 100-200 тис. м3). Платформа має велику масу і розміри, її можна виготовляти як з металу, так з бетону і залізобетону. Загальна площа трьох поверхів верхньої будови, яка використовується для розміщення обладнання, житла і запасів, становить 20 тис.м2. Часто ці споруди з'єднують з платформами одноцільовими трубопроводами.

На глибинах понад 250 м перспективними є споруди у вигляді башти з відтяжками.

В. Для акваторій з однорічним льодом Тут можна експлуатувати всі типи стаціонарних споруд, крім платформ з наскрізним опорним блоком. На глибинах до 30 м ефективні штучні острови, які оконтурені огорожею з занурених елементів на глибинах 30-60 м: гравітаційні на пальовій основі і пальово-гравітаційні споруди; на глибинах 60-100 м при товщині льоду до 0,6 м - гравітаційно-залізобетонні.

Г. Для акваторій з багаторічним льодом. При глибині понад 100 м можливість побудови споруди, яка би перетинала поверхню води, малоймовірна. Найбільш перспективним в цих районах є створення і використання підводних бурових і експлуатаційних комплексів. На глибинах менших 30 м можливе застосування штучних островів і гравітаційних платформ. На глибині до 7 м і тривалості льодового періоду понад 7 місяців ефективні льодові і льодово - ґрунтові острови.

У випадках, коли експлуатацію родовища не можна розраховувати на більше ніж 20-25 років, використовують пересувні установки. Після закінчення буріння над гирлом свердловини встановлюють підводне обладнання. Транспортування можна здійснювати за допомогою танкера або трубопроводами до нафтосховищ.

Конструювання гідротехнічних споруд нафтопромислового призначення проводять з врахуванням вимог:

ефективності (конструкція МСП повинна найкращим чином відповідати своєму призначенню);

надійності (конструкція і всі елементи повинні без пошкоджень протистояти всім діючим навантаженням і діям в тих умовах, в яких платформа буде експлуатуватись);

довговічності (повинна бути забезпечена безвідмовна робота конструкції на протязі встановленого раціонального терміну її експлуатації 20-30 років);

технологічності (при конструюванні повинні бути враховані існуючі можливості її виготовлення, транспортування в море, а також передбачені зручності експлуатації і огляду конструкцій);

економічності (витрати на її конструювання, виготовлення, транспорт, монтаж і експлуатацію повинні бути мінімальними);

естетичності (конструкція повинна відповідати вимогам технічної естетики).

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.

Виходячи з вище написаного і враховуючи світовий досвід спорудження платформ для видобутку нафти і газу на шельфі Світового океану, місцеві умови (наявність льодових полів в зимовий період, невелика глибина моря, невелика глибина залягання родовища і економічності використання) на Східно-Казантипському родовищі, після підбурення експлуатаційних свердловин з СПБУ, нами пропонується встановити льодостійкий блок-кондуктор типу монопод, розрахунковий вигляд якого показано на рис 3.2.

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 експериментально установленою залежністю:

де - густина повітря, кг/м3;

А - площа парусності, м2;

v - швидкість вітру, м/с;

С - безрозмірний коефіцієнт 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 при поверхневому 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 (3.1), 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:

В результаті розрахунку (який приведений в додатку А) навантаження від вітру становить Fзаг=76.368 кН.

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.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рисунок 3.3 - Діаграма застосування хвильової теорії Ері (1) з похибкою . до 10% порівняно з більш точними теоріями Стокса (2) і . кноїдальних хвиль (3).



Як видно з рисунка 3.3 при відношенні h/=0.48 і Н/=0.24 (h=12 м, Н=6 м і =25 м) розрахунок навантаження від хвиль на МСП проводимо за теорією Стокса.

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)