Проект газоконденсатного родовища Штормове (шельф Чорного моря) (курсова робота)

Курсова робота

Проект газоконденсатного родовища Штормове (шельф Чорного моря)

Зміст

Вступ

Район розташування родовища

Кліматичні та гідрометеорологічні умови

Загальні відомості про родовище

Коротка історія геолого-розвідувальних робіт

Стратиграфія розрізу

Тектоніка родовища

Газоносність родовища

Будова покладу

Результати випробування і дослідження розвідувальних свердловин

Вибір обладнання і його розміщення для видобування нафти і газу

Проектування опорного блоку МСП

Загальні відомості про МСП

Розрахунок максимальних хвильових навантажень на споруду

Зведення хвильових навантажень до вузлових

Розрахунок сил підтримки

Розрахунок глибини забивання паль і їх кількість

Охорона навколишнього середовища при будівництві і експлуатації МСП

Перелік посилань на джерела

Вступ

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

На даний час в промисловості на шельфі Чорного моря знаходиться чьотири
родовища: Голіцинське, Штормове, Шмідта, і Архангельске. Прогнозні
ресурси вуглеводню шельфу Чорного моря оцінюються в 550 млн.т. і
Азовського моря – 366 млн.т. умовного палива. На півнично – 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
підготовленно до глибокого буріння дванадцять структур.

Для проведення геологорозвідувальних робіт, експлутаційного 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 подадальшою
експлуатацією нафтових родовищ на шельфі Чорного і Азовських морів.

На різних етапах проектування розробки нафтогазових родовищ необхідні
різні об’єми гідрометеорологічної інформації. На етапі проектування МНС
потрібна більш детальна інформація про визначення місць і схеми
розміщення на родовищі нафтопромислових споруд, а також степінь дії
середовища на ці споруди.

Основні вихідні дані :

– максимальна висота хвилі і відповідний їй період ;

– максимальне значення швидкості вітру і течії ;

– екстремальна зміна рівня води з врахуванням припливів і

штормових нагонів ;

– льодові умови ;

– режимне розподілення висот і періодів хвиль ;

– розподілення швидкості і напрямку вітру і течій ;

– профіль течій, спектри вітру, хвиль і групові і властивості

хвиль ;

– хід швидкості вітру і параметрів хвиль в типових і найбільш жорстких
штормах.

Основні вихідні дані параметрів наводяться з даними періоду їх
повторюваності (1 раз на рік, через 5,10,20,50,100 років).

Існує комплекс технічних засобів для збору інформації, котрий включає в
себе :

науково-дослідні кораблі, кораблі погоди, плавмаяки, дрейфуючі станції,
морські берегові гідрометеорологічні станції, пошукові кораблі,
гідрографічні кораблі, підводні апарати, носії підводних апаратів,
незалежні супутники і космічні лабораторії, літаки, вертольоти,
кулі-зонди, морські стаціонарні платформи (МСП).

Дослідження навколишнього середовища ведуться за методами і
рекомендаціями розробленими спеціальними організаціями.

Навколишнє середовище має великий вплив на вартість робіт і від повноти
і якості даних про гідрометеоумови середовища в значній мірі залежить
визначення параметрів, технічних характеристик і конструктивних
особливостей унікальної і складної морської техніки нафтогазових
промислів.

1. Район розташування родовища.

Газоконденсатне родовище Штормове розташоване в північно-західній
частині шельфу Чорного моря. Відстань до мису Тарханкут, де виходить на
берег газопровід Голіцинського родовища, складає 70 км, до морського
Голіцинського родовища, що знаходиться в стадії розробки, –

50 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 90 км.

2. Кліматичні і гідрометеорологічні 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.

Глибина акваторії на Штормовому 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 Штормового родовища 3-5 % .

3. Загальні відомості про родовище.

Штормове родовище відноситься до морського продовження південного борта
Північно-Кримського крейдо-палеогенового прогину. Родовище являє собою
за відкладами палеоцену і дату антиклінальну складку субширотного
простягання. Продуктивними на родовищі є відклади нижнього палеоцену і
дата, де при поінтервальному випробуванні в двох пробурених
розвідувальних свердловинах (1 і (3 дебіти газоконденсатної
суміші становили до 190 тис.м3/добу, в свердловині (2 отримані
слабі припливи пластової води.

Абсолютна відмітка газо-водяного контакту (ГВК) прийнята на глибині
мінус 1868 м. Розміри газового покладу складають 10.5 х 2.5 км, висота –
105 м. Поклад газу по всій площі підстилається підошвеною водою. При
достатній вивченості на Штормовому родовищі запаси газу і конденсату
пораховані у відкладах нижнього палеоцену.

Будова покладу визначається структурно-тектонічними особливостями
залягання продуктивного горизонту, будовою його проникної частини. На
час складання проекту дослідно-промислової експлуатації (ДПЕ) отримані
достатньо суперечливі результати випробовування продуктивного горизонту.
Тому прийнята для підрахунку запасів геологічна модель покладу є в
значній мірі умовною. Абсолютна відмітка ГВК прийнята мінус 1868 м. При
такій відмітці розміри покладу в плані складають 10.5 х 2.5 км, висота –
105 м.

В тілі покладу запаси газу розміщені в 45-48 проникних інтервалах
розрізу продуктивного горизонту, які не корелюються по площині
і,можливо, зв`язані між собою по розрізу внаслідок розвитку
тріщинуватості.

Поклад газу по всій площині підстилається підошвеною водою.

Вихідні дані для розрахунку показників розробки Штормового родовища
приведені в табл. ( 3.1

Табл. ( 3.1 Вихідні дані для розрахунку показників розробки Штормового
родовища

Основні дані

Одиниці вимірювання Значення групи сверд-ловин

Коефіцієнти фільтраційних опорів:

– лінійний

– квадратичний

(Мпа)2/(тис.м3/доб)

103(МПа)2(тис.м3/доб)2

0,5 0,21

Кількість свердловин: – варіант І

– варіант ІІ

– варіант ІІІ

свердловин 7 ––

9 5

12 9

Кількість МСП: – варіант І

– варіант ІІ

– варіант ІІІ

— 1

Початковий вміст конденсату в пластовому газі кг/ст.м3 0.064

3.1 Коротка історія геолого-розвідувальних робіт

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

За період 1964-1970рр. вивчено структурний план неогенових і
палеогенових відкладів значної частини акваторії моря і виявлений ряд
локальних піднять.

Підняття Штормового родовища виявлено детальними сейсморозвідувальними
роботами. Пошуково-розвідувальне буріння на родовищі почате в травні
1981р. До нашого часу на родовищі пробурені свердловини (1, (2, (3 з
фактичними вибоями 2052 м, 2340 м, 1975 м.

За результатами буріння і випробовувань цих свердловин виявлено
наявність газоконденсатного покладу у відкладах палеоцену і датського
яруса.

3.2 Стратиграфія розрізу

Опис геологічного розрізу родовища дається за матеріалами буріння
свердловин (1, (2, (3, які розкрили товщу осадових порід до
маастрихтського яруса включно.

Крейдова система ( К ).

Верхня крейда ( К2 ).

Маастрихтський ярус ( К2 m ). Відклади яруса на повну товщину розкриті
свердловиною (1. Літологічні відклади представлені вапняками, глинистими
вапняками, мергелями з уламками фауни. Карбонатність порід 33-35%.
Товщина яруса 227 м.

Датський ярус ( К2 d ). Складений глинистими вапняками і мергелями
масивної текстури. Породи тріщинуваті, є сутурні шви. Товщина яруса 144
м.

Палеогенова система ( Р ).

Утворення палеогену містять всі відділи: палеоцен, еоцен і олігоцен.

Палеоценовий відділ ( Р11 ).

Інкерманський ярус ( Р11 і ). Складений вапняками з підлеглими
прошарками мергелів і вапнякових глин. Товщина яруса 70 м.

Качинський ярус ( Р12 к ). Представлений мергелями сірими, щільними з
незначними домішками мікрофауни. Товщина – 104 м.

Еоценовий відділ ( Р21 ).

Бахчисарайський ярус ( P21 b ). Складений глинами темно-сірими,
ущільненими, алевролітистими. Товщина яруса 76 м.

Сімферопольський ярус ( Р22 Sm ). Складений мергелями зеленувато-сірими,
тріщинуватими з прошарками вапняків світло-сірих, глинистих з фауною.

Бодракський ярус ( Р23 Bd ). Розріз яруса представлений мергелями з
фауною. У верхній частині яруса вони переходять в глини зеленувато-сірі,
є нерівномірно алевритисті, вапнякові прошарки. Товщина яруса 77 м.
Альмінський ярус ( Р23 al ). Представлений глинами і мергелями. Глини
сірі з зеленуватим відтінком, алевритисті, вапрнякові.

Олігоценовий відділ ( Р3 ) і нижньопалеоценовий ( N11 ).

Майкопська серія ( Р2 mk+N11 ).Відклади майкопської серії залягають з
розмивом на підстилаючих відкладах верхнього еоцену. Представлені
переважно глинистими утвореннями. Товщина яруса 533 м ( серії ).

Неогенова система ( N ).

На Штормовому родовищі неогенові відклади представлені міоценовими і
пліоценовими відділами.

Міоценовий відділ ( N1 ). Тортонський ярус ( N12 t ).Залягає з розмивом
на верхньомайкопських глинах. Складений переважно
вапняками-черепашниками, сильно пористими, проникними з прошарками глин,
галечників і пісковиків. Товщина – 37 м.

Сарматський ярус ( N13 S ). Розріз яруса складений переважно вапняковими
глинами. В розрізі зустрічаються проникні пачки, складені
органогенно-уламковими вапняками. Товщина яруса 37 м.

Пліоценовий відділ ( N2 ).

Понт-маотичний ярус ( N13 m+N21 P ). Представлений в нижній частині
вапняками черепашковими з лінзами пелітоморфного глинистого вапняку. В
верхній частині складений зеленувато-чорними глинами з включеннями
черепашникового детриту. Товщина 311 м.

Четвертична система ( Q ).

Відклади четвертинної системи представлені континентальними і
прибережно-морськими фаціями. Складені глинами, пісковиками, алевритами,
черепашниками. Товщина – 15 м.

Загальна товщина вивчених бурінням відкладів на Штормовому
родовищі до маастрихта включно складає 2340 м.

3.3 Тектоніка родовища

Штормове родовище відноситься до морського продовження борта
Північно-Кримського крейдо-палеогенового прогину.

В осадовому чохлі прогину геофізичними дослідженнями виявлені локальні
підняття субширотного простягання. Локальні підняття звичайним чином
групуються в декілька лінійних тектонічних зон, які пов’язані з
південною і центральною частинами прогину. Штормове родовище відноситься
до південної зони піднять. Згідно найновіших деталізованих сейсмічних
робіт родовище являє собою по відкладах палеоцену і дата антиклінальну
складку субширотного простягання.

Складка ускладнена двома склепіннями, розділеними малоамплітудною
свердловиною. Амплітуда західного склепіння 170 м, східного – 87 м.
Розмір складки по ізогіпсі мінус 1000 м складає 12.5 х 2.8 км. Складка
асиметрична і характеризується пологим північним крилом ( кути падіння 6
– 9( ) і більш крутим південним крилом ( до 10.5( ). Північне крило
антикліналі по геофізичних даних ускладнене флексурно-розривним
порушенням.

3.4 Газоносність родовища

Газоносність розрізу родовища за даними геолого-розвідувальних робіт
виявлена тільки у відкладах інкерманського і датського ярусів, де при
поінтервальному випробовуванні дебіти газоконденсатної суміші
досягли

190 тис.м3.

В останьому розкритому бурінням розрізі ознаки
нафтогазоносності не виявлені.

В гідрогеологічному відношенні розріз родовища практично не вивчений. За
анологією з сусідніми родовищами можна стверджувати, що в розрізі
родовища виділяються 10 водоносних комплексів. Найбільші дебіти води (
до 20 м3/добу ) отримані на родовищі з нижньопалеоценового комплексу. За
даними випробування свердловин Голіцинського родовища найбільщі фонтанні
притоки води відмічені з піско-алевритових горизонтів майкопської серії:
до 66 м3/добу. Ці води є низькомінералізовані ( 18-41 г/л ). Лише у
відкладах сеноману і майкопу можна зустріти води з мінераліцією

76-96.9 г/л. Типи вод за класифікацією є сульфідно-хлоркальцієвими і
гідрокарбонатно-натрієвими.

Водоносні комплекси від протерозойського до верхньопалеоценового включно
мають аномально високі пластові тиски ( АВПТ ). Коефіцієнти аномальності
складають 1.36-1.45. Більш молоді комплекси мають гідростатичний
пластовий тиск.

3.5 Будова покладу

3.6 Результати випробування і дослідження розвідувальних свердловин.

На родовищі випробовування продуктивних горизонтів в різних інтервалах
проведено по всіх трьох розвідувальних свердловинах. З випробовуваних
інтервалів припливи газу і конденсату отримані в свердловинах ( 1 і ( 3
з відкладів нижнього палеоцену. В свердловині ( 2 з чотирьох об`єктів
отримані слабі притоки пластової води.

Тиск на гирлі свердловин і на замірювачі вимірювались зразковими
манометрами класу точності 0.4.

Пластовий тиск в продуктивних пачках нижньопалеоценових відкладів
замірювався глибинними манометрами МГН-2-400 з побудовою епюр тисків по
стовбуру свердловин.

Вимір пластових температур проводився глибинними термометрами

ТП-1, межа виміру 180(С; клас точності + 1.0.

Нижче приведені результати випробовування і дослідження свердловини (1.

Свердловина (1 пробурена в склепінній частині підняття. Глибина
свердловини 2052 м. В експлуатаційній колоні проведено випробовування
трьох об`єктів:

1 об`єкт ( інтервал 1902-1970 м; датський ярус ).

Інтервал 1902-1910; 1923-1937; 1950-1957; 1956-1970 м розкритий
перфоратором ПСК-80 з щільністю 12 отворів на 1 погоний метр, фонтанні
труби ( 73 мм спущені на глибину 1902 м.

Отримано промисловий приплив газоконденсату і невелику кількість води.
Дослідження на продуктивність проведено на п`яти режимах фільтрації
(табл.3.6.1.).

Таблиця 3.6.1- Результати дослідження 1-го об`єкту

( Діа-фрагма, мм Час стабілі-зації, хв Рвим,

МПа Твим,

К Рзатр,

МПа Qгазу,

тис.м3/добу Рвиб,

МПа

1 4,0 277 6.71 294 8.45 15.8 9.74

2 6,0 195 3.91 294 5.24 20.5 6.28

3 8,0 185 1.87 294 3.83 16.1 3.58

4 8,0 — 5.00 294 6.40 24.7 —

5 7,9 — 2.26 294 2.46 19.5 —

Статичний тиск: трубний – 19.5 МПа; затрубний-21.82 МПа. Пластовий тиск
на глибині 1936 м – 25.0 МПа. Температура на глибині 1970 м – 86((.

Замір води і конденсату проводився через сепаратор ( діафрагма діаметром
8 мм до і 6 мм після сепаратора ). Дебіт конденсату 4.8 м3/добу; води
-2.9 м3/добу; вміст конденсату в газоконденсатній суміші ( конденсатний
фактор ) – 194.3 см3/м3. Питома вага води 1.015 г/см3 при 20(С.

Характеристика привибійної зони пласта:

( k(h(( )=1.43 [ Д(см/сПз ]; k=0.26 мД; rпр=1831.8
см.

2 об`єкт ( інтервал 1860-1874 м; нижній палеоцен ).

Інтервал розкритий перфоратором ПКС-80 з щільністю 12 отворів на 1
погоний метр; всього 200 отворів; фонтанні труби ( 73 мм спущенні на
глибину 1845 м.

Отриманий промисловий приплив газоконденсату. Випробовування на
продуктивність проведені на двох режимах фільтрації (табл. 3.6.2).

Табл.3.6.2 – Результати дослідження 2-го об`єкту

( Діаметр діафраг-ми,

мм Час стабілі-зації,

хв. Рвим,

МПа Твим,

К Рзатр,

МПа Рвиб,

МПа Qг.к.с,

тис.м3/добу Qв,

м3/добу

1 6.0 240 5.64 294 7.25 — 29.6 17.0

2 4.0 380 9.99 297 12.06 — 24.2 16.5

Дебіт газу 18.5 тис.м3/добу, дебіт конденсату 4.2 м3/доб. Вміст
конденсату 227 см3/м3 газу, питома вага конденсату – 0.735 г/см3. Вміст
води 892 см3/м3 газу, питома вага води 1.015 г/см3 при 20 (С.

Статичний тиск: трубний – 21.1 МПа, затрубний 21.22 МПа. Пластовий тиск
на глибині 1867 м – 24.9 МПа. Пластова температура на глибині 1879 м –
81(С.

Характеристика привибійної зони:

( k1(h(( )=3.866 [ Д(см/сПз ]; k1=0.17 мД; rпр=522 см.

Характеристика віддаленої зони:

( k2(h(( )=9.774 [ Д(см/сПз ]; k2=0.44 мД; rпр=5546 см.

Коефіцієнт закупорки дорівнює 2.53.

3 об`єкт ( інтервал 1834-1854 м; сумісно з 1860-1866.7 м ) нижній
палеоцен.

Інтервал розкритий перфоратором ПКС-80 з щільністю 14 отворів на 1
погонний метр; фонтанні труби ( 73 мм спущені на глибину 1829 м.
Отриманий промисловий приплив газоконденсату і води. Дослідження на
продуктивність проведено на восьми режимах фільтрації ( 5 прямих і 3
зворотніх ходів ).

З таблиці 3.6.3 після обробки даних:

коефіцієнт фільтраційних опорів: a=126; b=0.68; Qс=225.6 тис.м3/доб.
Статичний тиск не відновлений. Пластовий тиск на глибині
1850 м –

24.96 МПа. Температура на глибині 1844 м – 80(С.

Проведено дослідження на конденсатність крізь промисловий сепаратор, при
роботі свердловин через трубний простір з замірами вибійних тисків
глибинним манометром на п`яти режимах. При цьому на діафрагмі діаметром
від 5 мм до 11.8 мм після сепаратора, при Рсеп=4.16 МПа і температурі
сепарації 18(С, вміст конденсату визначений в кількості 238.9 см3/м3
стабільного і 285.1 см3/м3 сирого, води – 1.5 м3/добу.

Таблиця 3.6.3 – Результати дослідження 3-го об`єкту

( Діаметр діафраг-ми,

мм Час стабілі-зації,

хв. Рвим,

МПа Твим,

К Рзатр,

МПа Рвиб,

МПа Qгазу,

тис.м3/добу

1 6.0 165 17.25 306 17.54 20.1 96.5

2 8.2 215 14.77 301 15.27 17.16 151.7

3 10.0 420 10.55 314 11.64 12.83 153.2

4 12.0 430 8.10 313.5 9.50 11.63 170.6

5 14.0 470 6.67 314 8.03 9.73 181.8

6 12.0 60 7.88 312 8.88 — 164.9

7 8.2 200 11.09 308 11.90 — 109.4

8 10.6 225 9.34 312 10.42 — 133.1

Характеристика привибійної зони:

( k(h(( )=46.97 [ Д(см/сПз ]; k=1.6 мД.

На Штормовому родовищі гирлові проби газу на хімічні аналізи відібрані в
свердловині (1 з палеоцен-датських відкладів ( інтервали 1834-1854;
1860-1874 м).

Гази цих відкладів більш важкі ніж на Голіцинському родовищі. В них
відмічено значний вміст важких фракцій і конденсату. На відміну від
Голіцинського родовища гази Штормового характеризуються меншим вмістом
метану ( 83-89 % ) і більшим вмістом метанових вуглеводнів.

З невуглеводневих компонентів в незначній кількості присутні вуглекислий
газ і азот. Вміст СО2 з глибиною зростає. Сірководень відсутній.
Відмічено невелику кількість інертного газу – гелію ( 0.007 % ). Аргон
відсутній.

Треба відмітити також, що в палеоцен-датських відкладах Штормового
родовища, як і на багатьох інших родовищах Криму, відмічено аномально
високий пластовий тиск, який на 80 кгс/см2 вищий за гідростатичний.
Коефіцієнт аномальності 1.45. Фізико-хімічна характеристика приведена в
таблиці 3.6.4

Промислові газоконденсатні дослідження проводились по свердловинах (1
і (3, а визначення параметрів газоконденсатної системи проводились в
УкрНДІгаз, причому всі відомості базуються на результатах, отриманих в
свердловині (1. Вихід стабільного конденсату по промислових
дослідженнях змінюється від 89.2 см3/м3 до 227 см3/м3 при тисках
сепарації 2.55-3.65 МПа і температурах 3-36(((

Тиск початку конденсації змінюється від 20.2 до 24.4 МПа, а тиск
максимальної конденсації від 5.7 до 6.4 МПа. Фізико-хімічні властивості,
фракційний і груповий склад конденсату приведені в таблицях3.6.5, 3.6.6,
а компонентний склад і фізико-хімічні властивості газоконденсатних
систем, приведені – в таблиці 3.6.7 Конденсат має полегшений фракційний
склад, густина його в середньому дорівнює 730 кг/м3; кінець кипіння
дорівнює 280(С. Конденсат на 90 % складається з бензинової фракції, яка
закипає до 200(С.

Сірчані сполуки складають 0.04 %. По груповому хімічному складу він
складається з 11 % ароматичних, 34 % нафтенових і 55 % парафінових
вуглеводнів.

Зміна вмісту вуглеводнів С5+віщі в пластовому газі в процесі розробки
прийнята на основі досліджень, проведених в УкрНДІгазі, по
диференціальній конденсації пластової суміші на установці фазової
рівноваги при початковому його вмісті 160 г/ст.м3. Тому вміст конденсату
в пластовому газі в процесі розробки був перерахований при новому
початковому значенні. Вміст конденсату в відсепарованому газі в процесі
розробки був прийнятий по аналогії з Голіцінським ГКР. Ці данні в
подальшому будуть використані для підрахунку видобутку конденсату. В
зв`язку з прийняттям ряду припущень, ці розрахунки є орієнтовні і в
подальшому їх необхідно уточнити по результатах додаткових досліджень
газоконденсатних систем.

При досягненій вивченності на Штормовому родовищі запаси газу і
конденсату враховані лише у відкладах нижнього палеоцену. Запаси газу в
датських відкладах, не зважаючи на отримання тут промислових припливів
газу в свердловині (3, не враховувались при підрахунку запасів через
суперечливі результати випробовувань по площі покладу.

В об`ємі покладу включенні тільки запаси вуглеводнів нижньопалеоценових
відкладів, обмежені покрівлею, підошвою цих відкладів і поверхнею умовно
прийнятого ГВК на відмітці мінус 1868 м. Запаси в цьому об`ємі віднесені
до категорії С1+С2. До категорії С1 віднесені запаси на площі, де
пробурені свердловини (1, (3. Площа категорії С1 обмежена зовнішним
контуром газоносності і двома прямими лініями. Одна з них проведена
посередені між свердловинами (1, (2; інша на відстані 1 км на захід від
свердловини (3. Проект Штормового родовища слід складати на всі запаси
категорій С1+С2; газу – 11227 млн.м2; конденсату – 427.524 тис.т.

Для дорозвідки покладу в дат-палеоценових відкладах необхідно в зонах
розміщення запасів категорії С2 пробурити дві розвідувальні свердловини.
Випробовування розрізу покладу провести в обсадженному стовбурі
свердловини поінтервально.

Таблиця 3.6.4- Характеристика вільного газу по свердловині (1

Характеристика газу Інтервал випробування 1834-1854 м Інтервал
випробуван-н( 1860-1874 м Серед-нє значен-ня

Умови відбору проб Гирло

Абсолютна питома вага, кг/м3 902 – 859 ( 871

Відноснана питома вага по повітрю 0.696 – 0.665 0.686 0.680

Пластовий тиск, Мпа

25.1

Пластова температура, К

350

Критична температура, К

208.9

Критичний тиск, Мпа

4.64

Приведений тиск

5.41

Приведена температура

1.68

Коефіцієнт надстисливості

0.89

Поправки:

-відхілення від закону Бойля- Маріота

-на температуру

1.12

0.84

Теплоутворююча здатність, ккал/м3

9209

Об`ємний коефіцієнт пластового газу

0.001

Вміст, % об`ємних

Метан

Етан

Пропан

Бутан

Ізобутан

Пентан+вищі

Гелій

Вуглекислий газ

Азот

83.94 – 86.37

6.15 – 6.98

2.78 – 3.65

0.83 – 1.26

0.73 – 1.05

0.63 – 2.23

0.006

0.56 – 2.32

1.20 – 2.65

85.49 – 85.67

5.83 – 6.91

2.51 – 3.08

0.74 – 0.82

0.65 – 0.74

0.53 – 1.62

0.007

2.25 – 2.36

1.72 – 2.13

85.7

6.49

2.30

0.88

0.77

1.24

0.006

1.39

1.70

3.7 Вибір обладнання і його розміщення для видобування нафти і газу

Установка попередньої підготовки газу ( УППГ-17 ) на МСП-17 Штормового
ГКР призначена для підготовки природного газу до транспортування.Газ
поступає на УППГ-17 з свердловин №9,11,12,13,14,15,16,які експлуатують
палеоценові відклади штормового газоконденсатного родовища.На УППГ-17
забезпечується ( задається ),також, технологічний режим роботи
свердловин № 21,22,23,24,25,26 на БК-23, здійснюється підготовка газу і
конденсату до транспортування по підводному трубопроводу на берегові
споруди для кінцевої підготовки їх і перекачки споживачу.На УППГ-17
здійснюється запуск очисних пристроїв і закачування метанолу з метою
попередження гідратоутворення і підвищення ефективності роботи морського
газопроводу.На УППГ також здійснюється прийом очисних пристроїв з
БК-23.Установка ведена в роботу в грудні 1993 року.Проектом прийнятий
річний об’єм видобутку газу – 176 млн.м3.

Технологічна схема УППГ складається з наступних елементів:

Фонтанна арматура свердловин з регулювальними дроселями для підтримання
технологічних параметрів свердловин.

Шлейфи від фонтанних арматур до газозбірного і дослідницького колекторів
обладнані противикидною арматурою , яка дозволяє змінювати напрям потоку
газу відрізуючими пристроями типу К-302,а також запобіжними пружинними
клапанами типу СППК.

Газозбірний колектор.

С-1 сепаратор грубої очистки для відділення механічних домішок і рідини
з природного газу , який поступає з свердловин.

Р-1 – розділювач для розділення конденсата і пластової води.

В-1 – вивітрювач для дегазації пластової води і подальшої її утилізації.

Дослідницький модуль ( С-1 – сепаратор дослідницький,дослідницький
колектор,ділянка замірювання,Є-1 – ємнсть вимірювання газового
конденсату і Є-2 – ємність вимірювання пластової води об’ємом V=2 м3 ).

С-3 – сепаратор для продувки.

Насосна перекачування і впорскування метанолу.

Ємність для зберігання метанолу Є-3,4 (загальний об’єм 100 м3)

Установка запуску поршнів- УЗП.

Установка прийому поршнів- УПП.

Система управління пригирловими клапанами-вдсікачами ( станція
управління БЕЙКЕР,лінії управління).

Затискуючий модуль ( колектори трубного і затрубного
затискування,ЦА-320).

Сепаратор грубої очистки- С-2, для відокремлення механічних домішок і
рідини від газу, який поступає з свердловин БК-23.

Природній газ з свердловини після дроселювання поступає в газозбірний
колектор під тиском 6-7 МПа з температурою 24 С де технологічні
параметри потоку газу фіксуються з допомогою приладів.Технологічний
режим роботи свердловин забезпечується встановленням на струні фонтанної
арматури свердловин штуцера з діаметром досліджень(температура газу на
гирлі до штуцера 30 С).При проведенні досліджень газовий потік від
свердловини направляється на дослідницький модуль,де виконується
вимірювання дебіту газу,конденсату і пластової води.

4. Проектування опорного блоку МСП

4.1 Загальні відомості про МСП

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 паралепіпеда. Стержні решітки блоку
виготовляють в основному з металічних трубчатих елементів. Кількість
блоків опор визначається надійністю і безпечністю роботи в даному
конкретному районі, техніко-економічним обгрунтуванням, а також
наявністю вантажопідіймальних і транспортних засобів на заводі –
виготовлювачі опорної частини МСП.

Розрахунок максимальних хвильових навантажень на споруду

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.

Порівняно проста теорія руху хвиль, відома як теорія Дж.Б.Ері,
розроблена у 1842 р. Вона побудована на уявленні про синусоїдальний
профіль хвилі і малої висоти хвилі H порівняно з її довжиною і глибиною
води h.

Відхилення хвильової поверхні від рівня спокійної води може бути
записане у вигляді:

(4.2.1)

(4.2.2)

k – хвильове число, w – кругова частота.

Горизонтальна і вертикальна складові швидкості частин рідини з
координатами (х,y) згідно з теорією Ері і рівнянням гідродинаміки
знаходять з виразів:

(4.2.3)

(4.2.4)

Хвильове число і кругова частота пов’язані з довжиною і періодом хвилі
(інтервал часу між проходженням двох суміжних вершин хвиль через
фіксовану вертикаль) наступним чином:

(4.2.5)

З теорії Ері випливає, що ці величини пов’язані між собою наступним
виразом:

(4.2.6)

де g – прискорення вільного падіння.

Швидкість переміщення фіксованого профіля хвилі:

(4.2.7)

Підставляючи сюди вираз (4.2.6), отримаємо вираз для швидкості поширення
хвилі Ері:

(4.2.8)

Для хвиль малої висоти, які описуються теорією Ері, горизонтальна і
вертикальна складові прискорення руху частин рідини з координатами (х,y)
можуть бути визначені з виразів:

(4.2.9)

(4.2.10)

Надлишковий тиск p (різниця між діючим і атмосферним тисками) в точці з
координатами (х,y) в момент часу t, який є сумою гідродинамічного тиску,
пов’язаного з відхиленням хвильової поверхні від рівня спокійної води, і
гідростатично визначається згідно теорії Ері виразом:

(4.2.11)

Застосування рівняння Морісона довільно нахилених циліндричних перепон
представляє інтерес при визначенні хвильового навантаження на поперечні
зв’язки у спорудах морського шельфу і похилі опорні колони. При
визначенні навантажень передбачається розкладання швидкості і
прискорення рідини на нормальну і тангенціальну, у відношенні до осі
циліндра, складові і наступне використання при розрахунку погонного
хвильового навантаження тільки однієї нормальної складової швидкості і
прискорення. В якості прикладу розглянемо нерухомий циліндр вільно
орієнтований в системі X, Y, Z.(рис. 4.2.1).

Рис. 4.2.1 – Циліндричний елемент вільно орієнтований в просторі

Нехай напрямок і поширення хвилі співпадає з віссю Х. При цьому
зв’язаний з хвильовим процесом рух води характеризується горизонтальною
і вертикальною складовою швидкості ((х,(y) та прискорення (ах, аy).
Введемо полярну систему координат, в якій зручно характеризувати
положення осі циліндра. Швидкість рідини нормальна до осі циліндра
знаходиться в цій системі координат за формулою (4.2.12):

(4.2.12)

а її складові в напрямках Х, Y, Z будуть визначатись за формулами
(4.2.13):

(4.2.13)

де

(4.2.14)

Складові прискорення рідини нормального до осі циліндра визначаються за
формулою (4.2.15):

(4.2.15)

Маючи ці вирази, можна отримати рівняння Морісона, яке враховує погонне
хвильове навантаження на циліндричну перепону (4.2.16):

(4.2.16)

Сумарне хвильове навантаження на одиницю довжини циліндра можна знайти з
формули (4.2.17):

(4.2.17)

При чому знак сумарного навантаження залежить від знаків складових.

Для порівняно коротких елементів, таких як поперечні зв’язки споруди, де
характеристики руху рідини змінюються неістотно від одногокінця елемента
до другого, можна використати усереднені, (x,(y і ах, ау і тоді складові
хвильові навантаження на елемент будуть визначатись за формулами
(4.2.18):

(4.2.18)

де L – довжина елемента.

У загальному випадку, коли швидкості і прискорення змінюються з довжиною
елементів суттєво, то складові хвильового навантаження на елемент в в
цілому знаходиться інтегруванням за формулами (4.2.19)

(4.2.19)

Де S – відстань вздовж осі елемента при якому інтегрування здійснюється
за частиною довжини елемента, яке піддається дії хвилі.

Отримані вище залежності для вертикальних колон і вільноорієнтованих
циліндрів можуть бути застосовані до окремих елементів споруди при
визначенні максимального горизонтального навантаження на споруду від
регулярного хвилювання. Якщо опорні колони споруди вертикальні, то то
діючі на них вертикальні хвильові навантаження можуть бути визначені за
формулами (4.2.20) і (4.2.21):

(4.2.20)

(4.2.21)

Причому перша з них використовується, коли в якості розрахункової
прийнята теорія Ері, а друга формула відповідає теорії Стокса. Якщо
колона знаходиться в початку координат (х=0), ці формули можуть бути
виеористані безпосередньо для визначення навантажень на колону в
довільний момент (t. Якщо колона знаходиться на відстані х0, то формули
повинні бути перетворені для того щоб отримати навантаження в той же
момент часу. Так як обумовлений хвилюванням рух води залежить тільки від
параметру (t-kx, то необхідні перетворення полягають у зміні (t на (t-
kx0, де k – хвильове число.

Горизонтальні хвильові навантаження на решту елементів споруди
визначається числовим інтегруванням першого виразу у (4.2.5) з
врахуванням зміни характеристики руху води за довжиною елемента. Ця сама
залежність використовується для похилих опорних колон. Максимальні
горизонтальні навантаження на споруду знаходятьсумуванням внесків у
навантаження від усіх окремих елементів і дослідження загального
навантаження в залежності від (t.

Для підрахунку хвильового навантаження за теорією Ері на вертикальні
колони використовуються формули (4.2.22) і (4.2.23)

(4.2.22)

(4.2.23)

Ці формули виведені для випадку, коли колона знаходиться в перерізі х=0.
Якщо колона знаходиться на відстані х0, то необхідно змінити (t на
(t-kx0.

4.3 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.

Рис.4.3.1 – Розподілення навантажень за довжиною елемента.

На рисунку 4.3.1 розглянутий більш загальний випадок розподілення
навантажень за довжиною елемента. Наявність ненавантаженої 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:

(4.3.1)

(4.3.2)

(4.3.3)

(4.4.4)

(4.4.5)

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

4.4 Розрахунок сил підтримки

Опір жорсткої циліндричної палі при дії осьового навантаження значному
вертикальному переміщенню є результатом сумісної дії дотичних зусиль,
розподілених по боковій поверхні палі, і нормальних зусиль на її
нижньому кінці. Це положення поширюється і на трубні палі з відкритим
нижнім кінцем, в яких при забиванні утворюється щільний грунтовий
сердечник, що володіє значно більшим опором на переміщення при
статичному навантаженні, ніж грунт в основі палі. Таким чином, для
трубних паль з відкритим нижнім кінцем, що застосовуються в основному
для будівництва на морському шельфі, утримуюча здатність Ф представлена
формулою:

(4.4.5)

де, Ф( – опір грунту на боковій поверхні палі; Ф( – опір грунту під
нижнім кінцем палі.

Опір грунту по боковій поверхні палі визначається за формулою:

(4.4.6)

Де D0 – зовнішній діаметр палі; L – глибина занурення палі в грунт.

Позначимо q віднесене до одиниці площі опору грунту під нижнім кінцем
палі, тоді:

(4.4.7)

де q може залежати від глибини L занурення палі.

Кінцево, якщо позначити через F граничне осьове навантаження,
прикладене на ррівні поверхні грунту, а (п – погонну вагу палі з
грунтовим сердечником з врахуванням виштовхуючої дії грунтової води, то

(4.4.8)

На основі формул (4.4.5) – (4.4.8) можна отримати вираз для граничного
стискаючого навантаження на палю:

(4.4.9)

Утримуюча здатність палі на розтягуючі навантаження визначається як:

(4.4.10)

Умова відсутності проковзування грунтового сердечника, за якої були
виведені вище формули:

(4.4.11)

де d – внутрішній діаметр палі, (гр – погонна вага грунтового
сердечника з врахуванням виштовхувальної сили грунтової води.

Для можливості використання отриманих тут виразів необхідно встановити
зв’язок величин s і q з характеристиками грунту.

Якщо грунти глинисті, то згадані величини зв’язані між собою:

S=ac

Q=Ncc (4.4.12)

Де Nc,а – безрозмірні коєфіцієнти. Для піщаних грунтів величини s і q
визначаються вагою вищележачих шарів грунтів і кутом тертя ( на контакті
палі з грунтом:

F=K(груtg(

q=Nq(грL (4.4.13)

Де (гр – питома вага грунту з врахуванням виштовхувальної дії грунтової
води, К і Nq – безрозмірні коефіцієнти.

5 Розрахунок глибини забивання паль і їх кількість

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

Основні дві категорії грунту – 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 грунти з астинками меншими 0.075 мм. До третьої категорії
грунтів, з якими доводиться мати справу в морських умовах, є мули –
відповідно непластичні грунти з частинками розміром менше 0.075 мм. Дані
грунти представлені в більшості сумішшю всіх трьох категорій грунтів.
Для інженерних розрахунків вони повинні бути класифіковані на глини і
піски залежно від їх пластичної або непластичної поведінки. Грунти біля
поверхні морського дна і нижче є зазвичай водонасичені і всі пори між
частинками заповнені водою. Загальне напруження в будь якій точці такого
водонасиченого грунту може розглядатись як сума напружень в скелеті
грунту і порового тиску. Коли взірець грунту 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
грунту, при якому дотичн напруження досягають критичного рівня, що
визначається за емпіричною формулою Кулона:

(5.1)

де с і ( – постійні характерні для даноговиду грунту, ( означає
ефективне напруження – нормальне по відношенню до плщини зсуву напружень
в скелеті грунту.

Використовуючи дане визначення ефективного напруження, формулу Кулона
(5.1) можна виразити через зовнішній тиск, нормальне до площини зсуву
грунту. При цьому можливі два крайні випадки: зовнішній тиск повністю
сприймається поровою водою, зовнішній тиск повністю сприймається
скелетом грунту. У першому випадку ефективне напруження дорівнює нулю, а
в другому воно дорівнює зовнішньому тиску (це залежність від типу і
тривалості напруження).

Спочатку розглянемо пісчані грунти. Вони володіють високою
водопроникністю, внаслідок чого зовнішній тиск не сприймається поровою
водою, яка зразу ж витискається з грунтової маси. Ефективне напруження
може в цьому випадку бути прийнято рівним зовнішньому тиску. Більше
того, експерементально встановлено, що опір зсуву у пісків
прямопропорційний ефективному напруженню, і формула Кулона спрощується
тут до вигляду:

(5.2)

де (зов – обумовлене зовнішнім тиском напруження, нормальне до площини
зсуву; ( – кут тертя пісків, який визначається за результатами
випробувань взірців грунту в лабораторних умовах. Значення ( незначно
змінюється залежно від щільності піску, але лежить в межах 30 – 35(.

Розглянемо тепер глинисті грунти. На противагу пісчаним ці грунти
володіють низькою водопроникністю, тому в них частина зовнішнього тиску
протягом відчутного інтервалу часу сприймається поровою водою, і тільки
після відводу порової води зовнішній тиск повністю передається на скелет
грунту як ефективне напруження. Внаслідок того, що порова вода практично
не стискається, в початковий момент завантаження зовнішній тиск майже
повністю сприймається поровою водою. Таким чином два, граничних випадки,
про які говорилось вище – це недренований стан, при якому ефективне
напруження дорівнює нулю, і дренований стан, при якому ефективне
напруження дорівнює нулю, і дренований стан, при якому ефективне
напруження дорівнює зовнішньому тиску. В останньому випадку, як
показуютьексперементи, опр зсуву можна вважати прямо пропорційним
напруженню (зов., обумовленим і нормальним до площі зсуву тиском.
Формула Кулона для глинистих грунтів в недренованому стані:

(5.3)

а в дренованому стані – відповідає формула:

(5.4)

де с і (D – означає відповідно зчеплення і ефективний кут тертя глини.
Значення с і (D можуть бути встановлені за результатами стандартних
лабораторних випробувань взірців грунту, відібраних з різних глибин.
Зчеплення може приймати різні значення – від близьких до нуля до 200 кПа
і ще більші. Нижче наведені значення зчеплення в глинистих грунтах
різної консистенції.

Таблиця 5.1 – Зчеплення в глинистих грунтах різної консистенції:

Консистенція грунту Зчеплення, кПа

Дуже м’яка 400

Значення ефективного кута тертя (D змінюється залежно від ступеня
пластичності глини і знаходиться в межах від 20 до 40( .

Якщо в природних умовах проходить його повне ущільнення, то такий грунт
вважається нормально ущільненим. Якщо грунт належить до порівняно нових
відкладів, то він може бути недоущільненим, і для того, щоб вагове
навантаження сприймалось повністю скелетом, необхідно відтиснути всю
воду. І, накінець, якщо поверхня нормально ущільненого грунтового
відкладу була піддана ерозії або грунт був попередньо обтиснутий, то
його щільність буде більша, ніж та, що відповідає обтисненню під дією
власної ваги, і вцьому випадку грунт вважається переущільненим.

Споруди фермового типу утримуються в основному на сталевих трубних
палях. Які забивають в грунт через опорні колони. Вони призначені для
витримування навантажень від верхньої будови і забезпечення стійкості
споруди в цілому та в штормових умовах. Палі володіють певною утримуючою
здатністю і можуть створювати опір стискуючим навантаженням, прикладеним
до голови, внаслідок дії вертикальних сил тертя з боковою поверхнею, що
виникають при взаємодії з навколишнім грунтом, і вертикальних зусиль зі
сторони грунту на нижній кінець палі. В більшості випадків утримуюча
здатність палі визначається в основному силами тертя з боковою
поверхнею, а так як ці сили зростаютьіз збільшенням бокової поверхні,
для можливості сприйняття значних навантажень від верхньої будови
необхідні палі для глибокого забивання.

Діаметр паль і глибина їх забивання є різними для різних споруд і
залежать від загального числа паль в споруді, розрахункового
навантаження і грунтових умов. Але переважно використовуютьпалі
зовнішнім діаметром від 0.6 до 1.5 м і товщиною стінки від 12 до 25 мм,
а глибина їх забивання – від 60м і більше. В деяких випадках, коли
грунти дуже м’які, в конструкції використовуються додаткові облямівні
палі. Ці палі, забиті по контуру споруди і з’єднані з ним, забезпечують
необхідну утримуючу здатність пальового фундаменту.

Палі працюють на зусилля, що виникають від вантажів, розміщених над
спорудою. Стискуючі зусилля, що виникають в розрахункових умовах,
перевищують 5 МН. Через значні перекидаючі моментипід дією вітру і хвиль
в палях можуть виникнути і розтягуючі зусилля такого ж порядку. Вітрові
і хвильові навантаження створюють також значні поперечні сили і моменти
в палях,які досягають в перерізах на рівні поверхні грунту значень 0.5
МН і 1.5 МН м відповідно і навіть більших.

Вони в свою чергу обумовлюють істотні переміщення як паль на поверхні
грунту, так і споруди, що опирається на них.

6 Охорона навколишнього середовища при будівництві і експлуатації МСП

Природоохоронна діяльність в 2000 році на Чорноморському газовому
промислі проводилась по наступних основних напрямках:

– планування заходів по охороні навколишнього середовища і раціональному
використанню природних ресурсів;

– забезпечення і дотримання природоохоронних правил і норм в ході
технологічного процесу, безпосередньо зв’язаного з шкідливим впливом на
довкілля;

– забезпечення правильної експлуатації очисних споруд і підтримування їх
у постійному працездатному стані.

З метою надійного обліку та контролю за викидами була проведена
інветаризація всіх джерел забруднення навколишнього середовища. В
результаті проведення налагоджувальних робіт на біологічній установки
очистки пластових вод була опробована ефективність її роботи. Аналізи
очищення пластових вод дали позитивні результати, але у зв’язку з тим,
що була виявлена негерметичність аеротемків з витоком в навколишнє
середовище, установка була зупинена. Зараз ведуться роботи по ліквідації
витоків у навколишнє середовище з боксів аеротемків. Виділено і викинуто
в атмосферу 530 тон забруднюючих речовин. Споживання води, скиди і
викиди в навколишнє середовище не перевищувало встановлених лімітів
гранично допустимих норм.

В звітному 2000 році робота проводилась в таких напрямках:

1) поточний ремонт на насосних станціях очисних споруд;

2) ремонт повітредувок;

3) санація замазученого грунтового покровук;

4) благоустрій нових очисних споруд біологічної очистки пластових вод;

5) ремонт водопровідно-каналізаційних мереж;

6) ремонт газофакельної установки.

Поряд з тим є ряд проблем, що негативно впливають на роботу
природоохоронного напрямку:

1) відсутність асимаційної машини;

2) незадовільно вирішується питання заміни змоченого застарілого
обладнання.

Перелік посилань на джерела

Яремійчук Р.С., Качмар Ю.Д. Освоєння свердловин: Практикум.- Львів:
Світ, !997

Яремійчук Р.С., Возний В.Р. Освоєння та дослідження сведловин.- Львів:
Оріяна-Нова, 1994

Довідник з нафтогазової справи./ За заг. ред. В.С.Бойка, Р.М.Кондрата,
Р.С.Яремійчука. – К.: Львів, 1996.

Яремійчук Р.С., Вітрик В.Г., Мороз В.М. Гідравлічні розрахунки при
бурінні нафтових і газових свердловин на морі. Конспект лекцій. –
Івано-Франківськ, 1997.

Петряшин Л.Ф., Лысяный Г.Н., Тарасов Б.Г. Охрана природы в нефтяной и
газовой промышленности. – Львов: Вища школа. Изд-во при Львов. ун-те,
1984.

В.Р. Возний . Типові розрахунки в морський нафтогазовій справі : Навч.
посібник. – Івано-Франківськ : ІФДТУНГ, 1999. – 133 с.: іл. Бібліогр :
7.

М.К. Ільницький, О.Б. Шадрин. Проектування, будівництво і експлуатація
морських трубопроводів. Київ. Українська книга, 1997. – 174с.: 51 іл.
Бібліогр.: 17.

Є.І. Крижанівський, М.К. Ільницький, Р.С. Яремійчук. Морські стаціонарні
платформи. – К., 1996. – 200с. іл.

Нашли опечатку? Выделите и нажмите CTRL+Enter