Проектування технології капітального ремонту свердловин за допомогою соляно-кислотної обробки привибійної зони пласта на Галіцинському родовищі

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.

В акваторіях Чорного та Азовського морів існують сприятливі геологічні умови для формування і збереження родовищ нафти і газу, зокрема: великі товщі осадового чохла (до 15 - 20 км) на прикерченському шельфі; літологофаціальні різновиди осадових порід; наявність у розрізі горизонтів колекторів та покриттів; поширення структур, сприятливих для формування пасток вуглеводнів. Першим промисловим відкриттям, що підтвердило перспективи нафтогазоносності морсьгих акваторій України, стало Стрілкове родовище, виявлене у 1963 р, яке знаходиться в промисловій розробці з 1976 р, і Голіцинське в Чорному (розробляється з 1983 р). Ще два родовища Чорного моря перебувають у дослідно-промисловій експлуатації: Архангельське (З 1992 р) та Штормове ( з 1993 р). Сумарний видобуток з морських родовищ за весь період розробки становить близько 9,5 млрд мі природнього газу і 236 тис т конденсату, причому 78% газу і 90% конденсату видобуто з Голіцинського родовища.

За пропозицією представників НАК "Нефтогаз України", що приймали участь у багатьох нарадах, розглянуті перспективи проведення геолого-розвідницьких робіт на мілководді і ряді глибоководних ділянок (глибиною біьш 70 м).

Оцінка виконана по трьом найбільш перспективним на сьогодні районам - північно-західному шельфі Чорного моря, прикерченському шельфі Чорного моря, акваторії Азовського моря.

При використанні 12 СБПУ і 4 ПБУ виконання програми геолого-розвідувального буріння потребує близько 43 років ( з урахуванням часу будівництва СПБУ).

Табл.1 Оцінка найбільш перспективних районів Чорного та Азовського моря

Показник	П-з шельф Чорного моря	Прикерченський шельф Чорного моря	Акваторія Азовського моря	По всім трьом ділянкам
Перспективных структур, шт	96	26	30	152
Пошуково-развідувальне буріння, пм
мілина	1366000	118000	248000	1732000
глубоководні ділянки	176000	304000	-	480000
Експлуатаційне буріння, пм
мілина	2325000	2150000	225000	4700000
глубоководні ділянки	300000	5450000	-	5750000

Експлуатаційне буріння буде вестись як із ПБУ, так і з МСП, через що час на виконання зазначеного обсягу буріння складе додатково близько 10 років.

З урахуванням реального коефіцієнта успішності робіт, приріст запасів може скласти близько 600 млрд куб. м. природного газу і 400 млн. тонн нафти.

1. Природно-кліматичні умови району видобування газу на Голіцинському газоконденсатному родовище

.1 Район розташування родовища

Голіцинське газоконденсатне родовище розташоване в північно-західній частині шельфу Чорного моря. Найближчою ділянкою суходолу є Тендерівська коса, яка розташована на відстані 50 км на північ від району робіт. Кримський берег розташований на відстані 60 км. Одеса розташована на відстані 125 км від району розташування газових свердловин. Відстань до морського Штормового 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 60 км.

.2 Фізико-географічна характеристика району

Голіцинське газоконденсатне родовище знаходиться в помірно-континентальній зоні, яка характеризується м`якою вологою зимою і теплим літом. Середня температура січня 2.6-3°С, літом температура підвищується до 32°С. В січні-лютому температура повітря на протязі декількох діб може знижуватись до мінус 5-10°С. Середньорічна вологість складає приблизно 60 - 70 %.

.3 Гідрометеорологічні і кліматичні умови

За кліматичними особливостями північно-західна частина Чорного моря відноситься до помірно-континентальної зони. Кількість річних опадів складає 300 мм. Льодових покриттів в районі родовища, як правило, немає, але в дуже суворі зими можливі утворення льодових полів. Однак в особливо суворі зими можлива поява крижаного покриття і крижаних зсувів. В такі зими необхідно передбачити чергування криголамних судів.

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.

.4 Гідрологічні умови району

Глибина акваторії на Голіцинському родовищі становить 30-34 м. Разрахункова висота хвилі з 1% забезпеченності ( 1 раз в 100 років ) становить 12,5 м, при цьому довжина хвилі складає порядка 150 м. Густина морської води в середньому дорівнює 1013 кг/м³.

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

Соленість морської води в акваторії Голіцинського родовища 3-9 ‰ .

2. Геолого-промислова характеристика Галіцинського родовища і покладу

.1 Історія розвідки і геологічного вивчення родовища

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

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

В результаті буріння розвідувальних свердловин з СПБУ "Сиваш" на Голіцинському родовищі були виявлені запаси газу в відкладах нижнього неогену і Майкопа. Запаси газу затверджені ЦКЗ Міннафтопрому СРСР по категорії С1+С2 в об'ємі 12473 млн. м³. Основні поклади газу зосереджені в покладі M-V Майкопської серії, які закладені в основу проекту дослідно-промислової експлуатації. Поклад пачки M-V відноситься до пластово-склепінної. Умовний газо-водяний контакт прийнятий по нижніх отворах перфорації в свердловині №2 на абсолютній відмітці мінус 908м. Розмір 10x4,75 км.

.2 Стратиграфічна характеристика родовища

Літолого-стратиграфічна характеристика розрізу проектної свердловини, її повнота, глибина залягання та потужність стратиграфічних підрозділів прогнозується на основі даних буріння свердловин 1, 2, 3, 4, Голіцинських свердловин близько розташованих площ шельфу і матеріалів сейсмічних досліджень, за результатами яких площа підготовлена до буріння. Дані буріння і відбиваючі горизонти, що відбивають, простежені сейсморозвідкою МОГТ у товщі осадового чохла в межах площі Голіцинського, свідчать про те, що при проектній глибині 3700 м свердловиною будуть розкриті відкладення верхньої крейди (ІІІ-m), палеоцену (ІІІ-а), еоцену (ІІб і ІІа), олігоцену - нижнього міоцену (Іа), середнього - верхнього міоцену, пліоцену і четвертинної системи.

Крейдова система

Верхня крейда(К2).

Відкладення верхньокрейдяного відділу в свердловині 4 Голіцинського родовища передбачається розкрити в інтервалі глибин 3345 - 3945 м. Розкрита потужність їх складе 600 м. Представлені вони будуть маастрихтським і верхами кампанського ярусів, складені світло-сірими до білих вапняками і мергелями сірими і світло-сірими. Вапняки переважно пелітоморфні, у різній мірі глинисті з включеннями уламків раковин форамініфер. Характерна наявність стилолітових швів.

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

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

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

Палеогенова система

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

Палеоценовий відділ (Р1)

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

Представлені вони будуть нижнім і верхнім підвідділами.

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

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

Потужність датського ярусу складає 200 м.

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

Вапняки сірі пелітоморфні слабко-глинисті й органогенно - уламкові (пісковидні). Породи в різному ступені тріщинуваті. Мергелі темно-сірі глинисті.

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

Нижня частина розрізу представлена переважно вапняками з підлеглими прослоями мергелів і вапнякових глин; верхня - мергелями з одиничними прослоями вапняків.Вапняки сірі і ясно-сірі нерівномірно глинисті, в основному, пелітоморфні. Зустрічаються прошарки і шари органогенно-детритових вапняків песчаниковидного вигляду.

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

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

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

Нижньоеоценові відклади (Р₂') очікуються на глибинах 2480-2820 м. Потужність підвідділу складає 340 м. Низи розрізу (бахчисарайський горизонт ) складені темно-сірими ущільненими глинами з прошарками глинистих мергелів у верхній частині.

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

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

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

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

Породи нерівномірно алевритисті. У підошвенній частині кумського горизонту, судячи з даних буріння свердловин 1 і 2 Голіцинських, можлива присутність шарів-колекторів, обумовлених наявністю тут тріщинуватих прошарків вапняків. Потужність середнього еоцену в свердловині складе 500 м.

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

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

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

Завершується розріз еоцену пачкою світло-зеленувато-сірих мергелів.

Олігоценовий відділ ( Р₃) Відкладення олігоцену, що представляють собою нижній і середній підрозділи майкопської серії, очікуються в інтервалі глибин 750-1540 м.

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

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

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

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

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

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

Потужність відкладів олігоцену в свердловині складає 790 м.

Неогенова система (N)

Відкладення неогенової системи прогнозується розкрити в інтервалі глибин 25-750 м. Представлено вони обома відділами: міоценом і пліоценом. Міоценовий відділ (N₁ )

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

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

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

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

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

Тортонський ярус (N ²t) на породах, що підстилають, залягає з великою регіональною перервою, складений чергуванням вапняків органогенних, мергелів, глин і пісковиків, утворює з низами сарматського ярусу єдину пачку порід, що містить шари-колектори з високими ємнісними і фільтраційними властивостями. До верхньої частини цієї пачки на площі проектованих робіт присвячений поклад газу.

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

Сарматський ярус (N ³s) Решту частини сарматського ярусу складена в нижній частині розрізу глинами, що є покришкою для сармат-тортонського продуктивного горизонту. Вище відкладення сармата представлені чергуванням глин, мергелів і вапняків (перлітових, детритусових і черепашкових) з підлеглими прошарками пісковиків і алевролітів.

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

Меотичний ярус (N³ m)

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

Пліоценовий відділ (N₂)

Утворення пліоценового відділу представлені нижнім і середнім підвідділами.

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

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

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

Четвертинна система (Q)

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

Складені мулами черепашковими, суглинками, супісями, глинами.

.3 Тектоніка родовища

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

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

До пошукового буріння підготовлена по горизонту, що відбиває, Піт, стратифіціруємому як покрівля крейдових - маастрихтських відкладів. По цьому горизонт підняття Галицинського являє собою брахиантиклінальну складку субширотного простягання, ускладнену двома порушеннями амплітуд 460-135м. Одне з них, що проходить через сводову частину структури має субширотне простягання; друге, що ускладнює південне крило складки, - північно-західне.

Розміри структури по гранично замкнутій изогипсі - 3575 м складають 4,5x8,5 км, амплітуда - близько 300 м. Перспективна площа (по изогіпсі - 3550 м) - 30 кв.км.

Аналогічну будову має підняття і по покрівлі нижнього палеоцену (відбиваючий горизонт Ша). Розміри його по гранично-замикаючій изогіпсі -3125 м складають 5x8 км, амплітуда -175 м, площа - 35,5 кв.км.

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

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

Розміри підняття за гранично замкненими изогіпсами складають:

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

по покрівлі еоцену (На) - 8x5 км (изогіпса - 1675 м), амплітуда - близько 150 м, площа - 40 кв.км;

по покрівлі продуктивної майкопської пачки M-V - 5,5x11 км (изогипса -950 м), амплітуда - 125 м, площа - 60,5 кв.км;

по покрівлі пачки М-Ш- 9,5x5,5 км, амплітуда - 60 м. площа - 52,3 кв.км

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

. по покрівлі продуктивного неогенового горизонту - 8,5x5 км, амплітуда -60 м, площа - 42,5 кв.км.

2.4 Газоносність продуктивних відкладів

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Колектори верхньої крейди, представлені як на суші, так і в межах шельфу, в основному, різними вапняками. Пористість їх, звичайно, не перевищує 6-7%, проникність 0.1x10^-15 м².

Однак у ряді випадків відкрита пористість верхньокрейдяних вапняків досягає значень 12,5-23,5%, а проникність 17x10^-15 м².

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

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

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

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

Регіональних флюідоупорів у розрізі верхньої крейди не встановлено.

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

Прогнозом продуктивності розрізу, виконаним на підставі спеціалізованої обробки за програмами 111V 5 профілів, що перетинають склепіння структури: 668729, 31 33, 69 і 70, у межах площі проектованих робіт передбачається нефтегазоносність відкладів Маастрихту.

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

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

Колектори нижньопалеоценового газоносного комплексу приурочені до пісковидних, органогенних і тріщинуватих вапняків. Кращими колекторськими властивостями володіють пісковидні вапняки, що звичайно мають пористість від 18 до25 %. На площі запроектованих робіт за даними ГДС у свердловинах 1 і 2 у розрізі нижнього палеоцену були виділені пласти-колектори, що впевнено характеризувалися як газоносні. Однак проведені випробовування не дали остаточної оцінки газоносності об'єктів.

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

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

На думку авторів підрахунку запасів по Голіцинському родовищу випробовування свердловини 1 проведено неякісно. Крім того об'єкт 3235-3266 (шари 42-47) не був випробуваний, хоча він виділяється як найбільш надійний.

Питання наявності покладу у відкладах нижнього палеоцену залишилося відкритим.

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

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

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

На Одеській площі в алевро-карбонатних породах верхнього палеоцену з відкритою пористістю 20,6-24,5% (по керну) був виявлений поклад газу. При випробовуванні інтервалу 1408-1436 м у свердловині №2 дебіт газу на 12 мм діафрагмі склав 85,0 тис.м³/добу, а в свердловині№ 4 (інтервал 1510-1535 м) -163,6 тис.м³/добу.

При випробовуванні відкладів верхнього палеоцену в свердловині №2 Галицинська (інтервал 2995-3002 м) був отриманий приплив газу з орієнтованим дебітом 7-10тис.м³/добу.

За даними ГДС шар-колектор виділений і у свердловині №1, характер насичення його невизначений (інтервал 2973,2-2981,6 м), шар не випробовувався.

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

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

Продуктивність еоценових відкладів була встановлена на Одеській площі.

Родовище газу, виявлене тут у відкладах еоцену, присвячено до покрівельної частини останнього. Продуктивний горизонт представлений -чергуванням алевролітів різної глинистості і глин різної алевритистості.

Колекторами є алевроліти, що характеризуються значеннями відкритої пористості від 15,8 до 24,9%. Дебіти газу з відкладів еоцену в свердловинах № 1 і 2 склали на 10 мм штуцері відповідно 56,7 тис.м³/добу (інтервал 628-641 м) і 55,8 тис.м ³/добу (інтервал 752-764 м).

Газопрояви при розбурюванні відкладень еоцену (кумський горизонт) мали місце в свердловині №4 Голіцино, а також у свердловині №1 Голіцинська. За матеріалами ГДС у підошві кумського горизонту в свердловинах №1 і ц2 Голіцинських виділений проникний шар-колектор потужністю близько 40 м (свердловина 1 - інтервал 2192-2234 м, свердловина 2 -2260-2300 м). Він характеризується мінімумом ПС і порівняно підвищеними значеннями опорів.

Відсутність керна з цієї частини розрізу в свердловинах №1 і 2 не дозволяє впевнено судити про літологічну характеристику пласта-колектора.

Відповідно до висновку за результатами ГДС, ці шари водоносні

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

На підставі присутності аномалії типу "бліда пляма", присвяченої до склепінної структури (горизонт ІІб) Галицинського, тут прогнозується наявність покладу газу у відкладах підошвенної частини кумського горизонту.

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

Колектори Майкопу володіють високими ємнісними і фільтраційними властивостями. Вони характеризуються відкритою пористістю від 10 до 26-31%, проникністю від 0,73*10 ^-5 до 198,3*10 ^-5 м².

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

Середнє значення пористості колектора складає 21,3%.

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

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

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

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

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

.5 Фільтраційні властивості порід-колекторів

Ефективна середньозважена газонасичена товщина 13,1 м. Середні значення коефіцієнтів пористості - 0,25, проникності - 0,56Д. Для всіх свердловин цього покладу ефективна пористість складає від 10 до 34-42 %. Припускаючи, що ефективна пористість більша або рівна 23%, проникність для всіх свердловин складає 73 - 198 мД, для покладу в цілому - 148 мД.

2.6 Склад і фізико-хімічні властивості природного газу

Компонентний склад і фізико-хімічні властивості газу приведені в табл. 1.1 і табл. 1.2.

Таблиця 1.1 - Компонентний склад природного газу

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

Сірководень(Н₂S) в продукції горизонту не виявлений.

Таблиця 1.2 - Фізико-хімічні властивості газу

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

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.

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.

Рисунок 3.1 - Класифікація МСП

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

На Голіцинському родовищі конструкцію застосовують на глибині моря 30-34м.Дана конструкція має чотириблочну опору. Таку кількість блочних опор визначили надійністю і безпечністю роботи в районі Голіцинсько городовища, а також техніко-економічним обґрунтуванням. Стержні решіток блоків виготовлені з металічних трубчастих елементів. Опорні блоки кріпляться до морського грунту палями. На опорні блоки установлюють верхню палубну будову з модулями,укомплектованими відповідним технологічним і допоміжним обладнанням.

         Перевагами пальових МСП фермового типу є зручність у їх транспортуванні до місця встановлення, а також зручність під час їх експлуатації та можливість оперативного ремонту без використання громізкого обладнання. Також перевагою є невелика, в порівнянні з іншими видами шельфових споруд, вартість самої платформи. Конструкція МСП фермового типу та її характеристики наведена на аркуші 3.

Рис. 3.1.2 - Розрахунковий вигляд опорного блока на пальовій основі.

.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:

                           (3.1)

де r - густина повітря, кг/м³;

А - площа парусності, м²;- швидкість вітру, м/с;

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

  (3.2)

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 1,795·10^-5 Па·с, 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):

                                                     (3.3)

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

(3.4)

Розмір D приймають у метрах.

Площу парусності А знаходять за формулою:

      (3.5)

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:

        (3.6)

Згідно розрахунків наведених в додатку А наводимо основні величини:

-           загальне навантаження на платформу F_заг =572,166 кН;

-        сумарний момент М =260,63 кН*м

3.3 Розрахунок навантажень від хвилі

.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.

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/l=0.23 і Н/l=0.08 (h=34 м, Н=12.5 м і l=150 м) розрахунок навантаження від хвиль на МСП проводимо за теорією Стокса.

.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/l, 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/l > 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

₁=a₂=a²F₂₂+ a⁴F₂₄

F₃=a³F₃₃+ a⁵F₃₅                                                                       (3.8)

F₄=a⁴F₄₄₅=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 г_х і вертикальна г_у 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 G_11, G_{13,. ..} - параметри швидкості хвилі, які залежать від kh.

Таблиця 3.2 - Значення параметрів профілю хвилі

h/l	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

Співвідношення між круговою частотою і хвильовим числом має вигляд

де С₁ і С₂ - параметри частоти хвилі. Значення цих. параметрів при різних значеннях h/l, наведені в таблиці 3.3. 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 3.3 - Значення параметрів частоти хвилі і тиску

h/l	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 у_х і у_у швидкості частин рідини можуть бути знайдені складові прискорення

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

   (3.15)

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

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

          (3.20)

де у' = у - h, а С₁ і С₂ - параметри тиску, які залежать від kh або h/l. Значення цих параметрів наведені в таблиці 3.3.

3.3.3 Хвильові навантаження на вертикальні колони

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

    (3.21)

де с- густина води;

С_шв і С_ін - коефіцієнти;

х_х і а_х - горизонтальні швидкість і прискорення частин води, обумовлені  хвильовим процесом.

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

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

        (3.22)

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

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

Рисунок 3.4 - Епюра хвильового навантаження на вертикальну колону

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

      (3.23)

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

               (3.24)

а плече рівнодійної відносно низу колони знаходиться, як

      (3.25)  

.3.4 Навантаження від хвиль Стокса

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

 (3.26)

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

F(y)=F_шв(у)+F_ін(у)                                                                   (3.27)

де

       (3.28)

        (3.29)

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

       (3.30)

  (3.31)

і

                                 (3.32)

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

Рисунок 3.5 - Епюра хвильових навантажень і її апроксимація

В припущенні рівномірного розподілення хвильових навантажень на окремі ділянки їх рівнодійні прикладені посередині довжини відповідної ділянки, і відповідно момент цих сил відносно основи колони

         (3.33)

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

Для знаходження максимального моменту від хвильового навантаження на колону необхідно вибрати той момент часу, коли хвильове навантаження досягає максимуму.

Запропонований спосіб дає тим більшу точність, чим більше число ділянок, на які розбивають колону. У загальному випадку при кількості ділянок N отримаємо

       (3.34)

причому F_o=0 i y_o=0.

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

В результаті розрахунку ми отримали навантаження на колону  F_хв= 0.0762 МH.

.4 Розрахунок навантаження від льоду

Льодові навантаження відіграють значну роль в певних районах експлуатації споруди, а особливо в полярних районах, де льодові поля мають велику товщину і, зміщуючись з припливами, створюють на опорні колони споруди значні тиски (рисунок 3.2).

Зусилля F, що виникає при руйнуванні льоду спорудою, можна визначити за залежністю:

  (3.35)

де f_p - міцність льоду на роздрібнення;

С - коефіцієнт пропорційності;

А - площа контакту опори з льодовим утворенням.

Типові значення коефіцієнта С знаходяться в межах від 0.3 до 0.7, а для f_p вони знаходяться в межах від 1.4 до 3.5 МПа. За відсутності необхідних експериментальних даних значення Сf_p можна прийняти рівним 2.5 МПа, що відповідає експериментальним умовам. Оскільки припливні явища пов’язані зі значною зміною рівня спокійної води, то необхідно врахувати не тільки величину льодового навантаження, але і місце прикладення його до споруди.

В результаті розрахунку (який приведений в додатку А) навантаження від льоду становить F=0.053 МН.

Розрахунок на міцність при згині

При розрахунку на міцність при згині методом допустимих напружень вважають, що міцність колони буде забезпечена, коли задовольняється умова

        (3.36)

Для колони з поперечним перерізом, симетричним відносно нейтральної осі, максимальне нормальне напруження у небезпечному перерізі дорівнює

        (3.37)

Осьовий момент опору колони відносно координати у небезпечного перерізу

         (3.38)

де І - головний момент інерції, який дорівнює

  (3.39)

де D - зовнішній діаметр колони;- внутрішній діаметр колони.

В результаті розрахунку (який приведений в додатку А) на міцність колони вона витримує із значним запасом сумарний момент (від дії вітру, хвиль і льоду) М_сум=61.54 МН на згин.

3.5 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. 3.4.1 - Розподілення навантажень за довжиною елемента.

На рисунку 3.4.1 розглянутий більш загальний випадок розподілення навантажень за довжиною елемента. Наявність не навантаженої ділянки елемента дозволяє застосувати отримані залежності до розгляду верхніх елементів споруди, які піддаються хвильовій дії тільки на деякій частині їх довжини. Вузлові навантаження (рис б) можуть бути визначені наступним чином:

                   (3.40)

Рис. 3.4.2 - Складові вузлових навантажень

                      (3.41)

                                                                        (3.43)

                                      (3.42)

                                                      (3.43)

Розглянутий білінійний закон розподілення навантаження дає кращі можливості для більш точного його описування, ніж лінійний закон зміни навантаження в границях всієї довжини елемента. На малюнку 3.4.3. представлено розрахункову схему опорного блоку МСП.

Рис. 3.4.3 - Розрахункова схема опорного блоку МСП.

В додатку Б приведений розрахунок зведення хвильових навантажень до вузлових.

3.6 Розрахунок пальових основ і фундаментів

.6.1 Характеристика ґрунтів

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

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

      (3.44)

де с і j - постійні характерні для даного виду ґрунту, s означає ефективне напруження - нормальне по відношенню до площини зсуву напружень в скелеті ґрунту.

Використовуючи дане визначення ефективного напруження, формулу Кулона (3.40) можна виразити через зовнішній тиск, нормальне до площини зсуву ґрунту. При цьому можливі два крайні випадки: зовнішній тиск повністю сприймається поровою водою, зовнішній тиск повністю сприймається скелетом ґрунту. У першому випадку ефективне напруження дорівнює нулю, а в другому воно дорівнює зовнішньому тиску (це залежність від типу і тривалості напруження).

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

     (3.45)

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

Розглянемо тепер глинисті ґрунти. На противагу пісчаним ці ґрунти 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 ґрунту 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 не дренований 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 показують експерименти, опір зсуву можна вважати прямо пропорційним напруженню s_зов., обумовленим і нормальним до площі зсуву тиском. Формула Кулона для глинистих ґрунтів в не дренованому стані:

(3.46)

а в дренованому стані - відповідає формула:

(3.47)

де с і j_D - означає відповідно зчеплення і ефективний кут тертя глини. Значення с і j_D можуть бути встановлені за результатами стандартних лабораторних випробувань взірців ґрунту, 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 ґрунтах різної консистенції.

Значення ефективного кута тертя j_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 ґрунт вважається нормально ущільненим. Якщо ґрунт належить до порівняно нових відкладів, то він може бути недоущільненим, і для того, щоб вагове навантаження сприймалось повністю скелетом, необхідно відтиснути всю воду. і, на кінець, якщо поверхня нормально ущільненого ґрунтового буде більша, ніж та, що відповідає обтисненню під дією власної ваги, і в цьому випадку ґрунт вважається відкладу була піддана ерозії або ґрунт був попередньо обтиснутий, то його щільність переущільненим.

Таблиця 3.5 - Зчеплення в глинистих ґрунтах різної консистенції

Консистенція ґрунту	Зчеплення, кПа
Дуже м’яка	<12
М’яка	12-25
Середня	25-50
Жорстка	50-100
Дуже жорстка	100-200
Тверда	>400

ніж та, що відповідає обтисненню під дією власної ваги, і в цьому випадку ґрунт вважається відкладу була піддана ерозії або ґрунт був попередньо обтиснутий, то його щільність переущільненим.

.6.2 Палі для споруд

Споруди утримуються в основному на сталевих трубних палях, які забивають в ґрунт 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 ґрунтом, і вертикальних зусиль зі сторони ґрунту на нижній кінець палі. В більшості випадків утримуюча здатність палі визначається в основному силами тертя з боковою поверхнею, а так як ці сили зростають із 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 ґрунтових умов. Але переважно використовують палі зовнішнім діаметром від 0.6 до 1.5 м і товщиною стінки від 12 до 25 мм, а глибина їх забивання - від 60 м і більше. В деяких випадках, коли ґрунти 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 моменти під 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 ґрунту значень 0.5 МН і 1.5МН/м відповідно і навіть більших.

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

.6.3 Визначення утримуючої здатності палі

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 ґрунтовий сердечник, що володіє значно більшим опором на переміщення при статичному навантаженні, ніж ґрунт 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:

       (3.48)

де Ф_t - опір ґрунту на боковій поверхні палі;

Ф_s - опір ґрунту під нижнім кінцем палі.

Опір ґрунту по боковій поверхні палі визначається за формулою:

          (3.49)

де D₀ - зовнішній діаметр палі; - глибина занурення палі в ґрунт.

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

               (3.50)

де q може залежати від глибини L занурення палі.

Кінцево, якщо позначити через F граничне осьове навантаження, прикладене на рівні поверхні ґрунту, а w_п - погонну вагу палі з ґрунтовим сердечником з врахуванням відштовхуючої дії ґрунтової води, то

    (3.51)

На основі формул (3.44) - (3.47) можна отримати вираз для граничного стискаючого навантаження на палю:

        (3.52)

Утримуюча здатність палі на розтягуючі навантаження визначається як:

       (3.53)

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

        (3.54)

де d - внутрішній діаметр палі,

w_гр - погонна вага ґрунтового сердечника з врахуванням виштовхувальної сили ґрунтової води.

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

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

=ac

Q=Ncc                                                                                     (3.55)

де N_c, а - безрозмірні коефіцієнти. Для піщаних ґрунтів величини s і q визначаються вагою вище лежачих шарів ґрунтів і кутом тертя d на контакті палі з ґрунтом:

F=Kn_груtgd

q=N_qn_грL                                                                                (3.56)

де n_гр - питома вага ґрунту з врахуванням виштовхувальної дії ґрунтової води; К і N_q - безрозмірні коефіцієнти.

.6.4 Несуча здатність фундаментів

При центральному навантаженні фундаменту вертикальною силою можливе витискання ґрунту з-під підошви фундаменту (рисунок 3.6). коли зона витискання грунту охоплює значну область основи, вона втрачає стійкість. Цей стан наступає при досягненні дотичними напруженнями у ґрунті критичних значень, встановлених в параграфі 3.6.1. Згідно з загальною умовою втрати стійкості ґрунтової основи, граничний тиск під підошвою фундаменту може бути приблизно визначений за відомою формулою механіки ґрунтів

          (3.57)

де с - щеплення;

г_в - питома вага ґрунту, яка визначається з врахуванням виштовхувальної дії води;

В - характерний розмір фундаменту в палі;_c i N_г - коефіцієнти, значення яких залежать від кута внутрішнього тертя .  ґрунту.

Для фундаменту квадратної форми В приймається рівним довжині сторони, для прямокутного фундаменту - довжині короткої сторони, для круглого фундаменту - радіусу. Типові значення коефіцієнтів N_c i N_г наведені в таблиці 3.6. Як відзначалось в параграфі 3.6.1, для піщаних ґрунтів характерно с=0 або замість (3.53)

  (3.58)

Для глинистих ґрунтів можна прийняти ц=0, N_c=5.1, N_г =0 в початковому недренованому стані і с=0 в стані, що відповідає тривалому дренуванню. Формула (3.53) спрощуються до вигляду:

·          для недренованого стану

       (3.59 а)

·          для дренованого стану

   (3.59 б)

Таблиця 3.6 - Значення коефіцієнтів N_c і N_г

ц, град	Nc	Nг
0	5.1	0
5	6.4	0.5
10	8.3	1.2
15	11.0	2.7
20	14.8	5.4
25	20.7	10.9
30	30.1	22.4
35	46.1	48.0
40	75.3	109.4
45	133.9	271.7

Рисунок 3.6 - Витискання грунту з-під центрального навантаженого фундаменту

Зазвичай недренований стан є характерним для завершальної стадії будови споруди морського шельфу, коли ще не пройшло достатньо часу для зниження порового тиску в результаті відтоку води з грунтової маси. Дренований ж стан відповідає тривалій несучій здатностіоснови грунту, яка утворюється уже після відводу порової води. Значення граничної несучої здатності основи, встановлене за формулами (3.54) або (3.55), зазвичай зменьшується в розрахунках на коефіцієнт запасу, який приймають від 2.5 до 3.0.

В додатку В приведений розрахунок пальових основ і фундаментів, в результаті якого запропоновано забити палі діаметром 0.50м на глибину 66.6м.

4. Аналіз експлуатації свердловин

4.1 Технологічні режими експлуатації свердловин

Під технологічним режимом розуміють підтримання заданого в зміні часу: вибійного тиску, тиску на гирлі свердловини, дебіту чи інших параметрів, які характеризують роботу свердловини, або іншими словами, технологічний режим - характеризує умови відбору газу із свердловини.

Оптимальним технологічним режимом експлуатації свердловини є режим, який забезпечує максимальний дебіт газу при умові безаварійної експлуатації свердловини на протязі тривалого періоду часу.

На практиці зустрічаються наступні технологічні режими експлуатації свердловин:

). Режим постійної депресії на пласт

DР(t) = Р_пл (t) - Р_виб (t) = const                                                  (4.1.1.)

де DР(t) - депресія на пласт, Па;

Р_пл (t) - пластовий тиск, Па;  

Р_виб (t)- вибійний тиск, Па.   

Цей режим застосовується у слабозцементованих породах, так наприклад: на Голіцинському родовищі у майкопських відкладах, при наявності підошовної води. За даними досліджень свердловини вибирають такий режим експлуатації, щоб руйнування привибійної зони пласта або надходження на вибій свердловини конуса підошовної води.

). Режим постійного дебіту газу

q = const                                                                                 (4.1.2.)

Цей режим переважно застосовується у початковий період розробки родовища, коли необхідно підтримувати заданий відбір газу наявною кількістю свердловин. Підтримання постійного дебіту газу супроводжується зростанням депресії на пласт. Інколи цей режим застосовується і в подальшій період розробки родовища, коли в окремі періоди часу є велика необхідність в газі, так наприклад: в зимовий час.

). Режим постійного тиску на гирлі свердловини

Р_г = const                                                                                (4.1.3.)

Цей режим застосовується, переважно, на заключній стадії розробки родовища. Величину тиску на гирлі свердловини вибирають такою, щоб забезпечити подачу газу в газопровід чи місцевому споживачу під власним тиском або забезпечити необхідний тиск на прийомі компресорної станції. Інколи цей режим призначають і в інші періоди розробки родовища, коли затримується введення в експлуатацію компресорної станції.

Перших три режими (DР= const; q= const; Р_г = const) являються на практиці основними. Вони переважно замінюються в такому порядку®DР®Р_г хоча може бути і інша заміна.

). Режим постійної швидкості руху газу на вході в насосно компресорні труби

V_г = const                                                                                (4.1.4.)

Цей режим вибирають при наявності води або конденсату у продукції свердловини. За даними дослідження свердловини вибирають такий режим, щоб забезпечити винесення рідини з вибою свердловини на поверхню. Для винесення води з вибою свердловини необхідна швидкість (4-5) м/с, а для винесення конденсату - (2-3) м/с.

). Режим постійної швидкості руху газу на вході в шлейф або постійної швидкості руху газу на гирлі свердловини

W_г = const                                                                               (4.1.5.)

Цей режим використовується при наявності в свердловині корозійно небезпечних компонентів, наприклад таких як сірководень. При наявності цих компонентів проходить корозія обладнання, на поверхні труб утворюється шар із продуктів корозії, який частково захищає труби від подальшої корозії, а коли швидкість руху газу переважає певне значення, то цей шар здувається потоком газу і швидкість процесу корозії прискорюється.

). Безгідратний режим експлуатації свердловин.

Цей режим застосовується в умовах багаторічної мерзлоти і на морських родовищах, які розташовані в зонах північних морів.

Технологічний режим експлуатації свердловини може бути змінений за рахунок застосування геолого-технічних заходів, таких як:

кріплення привибійної зони пласта;

подача в затрубний простір інгібіторів гідратоутворення.

В процесі розробки родовища в залежності від умов, які змінюються, змінюються і технологічні режими експлуатації свердловин.

.2 Характеристика глибинного та поверхневого обладнання

Голицинське газоконденсатне родовище розробляється похилоскерованими експлуатаційними свердловинами.

метою ізоляції водоносних пластів, а також для запобігання від обвалів стінок свердловин і запобігання прориву газу в інші пласти, свердловини обсаджено наступними колонами:

водоізолююча діаметр 720 мм;

хвостовик діаметр 530 мм;

кондуктор діаметр 324 мм;

технічна діаметр 245 мм;

експлуатаційна діаметр 140 мм.

Для устаткування експлуатаційних свердловин використовують фонтанну арматуру на робочий тиск до 35 МПа - АФК -80/6535, або Foster 3118 - 2/165 (АФК 2-80/6535).

За результатами розрахунків втрат тиску в стовбурі і швидкості газу біля башмака НКТ фонтанні труби пропонується використовують з умовним діаметром 89х6,5 мм та 60,3х5 мм.

Свердловини, які розташовані на шельфі, повинні бути обладнані спеціальним внутрішньосвердловинним устаткуванням.

 

.3 Характеристика методів дослідження свердловин. Обробка результатів дослідження

Для забезпечення нормальної експлуатації свердловин, для отримання вихідних даних, які необхідні для розробки родовища, для контролю за розробкою родовища, для встановлення технологічного режиму експлуатації свердловин потрібно знати продуктивну характеристику свердловин, яку можна визначити на основі результатів обробки досліджень свердловини.

Під продуктивною характеристикою газової свердловини розуміємо сукупність таких відомостей:

). Залежність дебіту свердловини від різниці квадратів Р_пл та Р_в (мал 4.3.1.)

Q = f (P_пл² - Р_в²).                                                                     (4.3.1.)

). Залежність дебіту від депресії на пласт Q = f (P_пл - Р_в) = f (DP). (4.3.2.)

). Залежність дебіту від гирлового тиску Q = f (P_г). (4.3.3.)

). Чисельне значення коефіцієнта фільтрації опорів А і В

P_пл² - Р_в² = AQ+BQ².                                                               (4.3.4.)

). Абсолютно вільний дебіт.

). Залежність змінювання в часі дебіту свердловини після її відкриття

Q = f (t).                                                                                  (4.3.5.)

). Залежність вибійного тиску в часі після відкриття свердловини

Р_в = f (t).                                                                                 (4.3.6.)

). Залежність вибійного тиску в часі після закриття свердловини.

). Умови винесення механічних домішок і рідини при різних депресіях на пласт.

Рисунок 4.3.1, та 4.3.2 - Графічні залежності різниці тисків та їх квадратів від дебіту.

Відомо, що формула припливу газу до свердловини має такий вигляд

P_пл² - Р_в² = AQ+BQ².                                                               (4.3.7.)

Основним завданням обробки результатів є визначення коефіцієнтів фільтрації опорів А і В. Спочатку будується індикаторна діаграма.(мамл.4.3.8) та проводиться його інтерпретація (мал. 4.3.2.).

 

Рисунок 4.3.1 та 4.3.2 - Індикаторна крива та її інтерпретація.

       (4.3.9.)

Бувають випадки, коли пластовий тиск виміряти не можливо.

P_пл² - Р_в1² = AQ₁+BQ₁²                                                            (4.3.10.)_пл² - Р_в2² = AQ₂+BQ₂²                                                                                        (4.3.11.)_в1² - Р_в2² = A×(Q₁- Q₂) +B×(Q₁²-Q₂²)                                                                              (4.3.12.)

        (4.3.13.)

В загальному вигляді

        (4.3.14.)

За допомогою коефіцієнта А можна визначити величину kh/m (гідропровідність пласта)

,                     (4.3.15.), (4.3.16.)

де l - визначаємо за допомогою коефіцієнта В.

4.4 Характеристика та аналіз методів дії на привибійну зону пласта

В міцних слабо-проникних колекторах приплив газу до свердловини дуже малий не дивлячись на велику депресію на пласт. В таких випадках застосовують вплив на привибійну зону з метою штучного збільшення проникності привибійної зони пласта і це часто дає хороші результати, тому-то найбільші втрати тиску мають місце в привибійній зоні пласта.

Збільшення проникності пласта відбувається за рахунок збільшення діаметрів порових каналів, а також за рахунок очищення порових каналів від засмічування, крім того за рахунок збільшення розмірів дренажних каналів і тому подібного.

До методів збільшення проникності пласта відносяться такі методи:

1.       Гідравлічний розрив пласта.

2.      Соляно-кислотна обробка.

.        В деяких випадках термо - кислотна обробка.

.        Гідро-піскоструминна перфорація.

.        Торпедування свердловини.

.        Нафтові та газоконденсатні ванни.

.        Осушення привибійної зони пласта (шляхом нагнітання в пласт сухого газу).

.        Глино-кислотна обробка свердловини.

.        Застосування ядерних вибухів.

Вибір метода впливу на привибійну зону пласта визначається пластовими умовами, а також причинами, які призвели до зменшення припливу газу до свердловини.

Суть гідророзриву пласта заключається в тому, що при закачці в пласт рідини на великій швидкості (швидкість, що перевищує швидкість поглинання рідини пластом), при цьому тиск на вибої свердловини почне наростати і при досягненні певної величини у пласті розширюються існуючі тріщини ті утворюються нові. Для того, щоб ці тріщини не зімкнулись після зменшення тиску нагнітання, їх заповнюють крупнозернистим піском, частіше всього це кварцовий пісок фракції від 0.5 мм до 2 мм. А також в глибоких свердловинах в якості розклинюючого агенту використовують більш тверді матеріали: скляні, пластмасові шари, корунд та інші.

Ефективність проведення ГРП залежить від:

фізики-механічних властивостей пласта;

умов залягання пласта;

якості проведення ГРП.

Суть гідропіскоструминної перфорації (ГПП) полягає в тому, що руйнування металу труб, цементного кільця та породи продуктивного пласта відбувається за рахунок потоку рідини, в якому знаходяться абразивний матеріал. В якості абразивного матеріалу використовують кварцовий пісок, барит, гематит. При виборі рідини для проведення ГПП необхідно звертати увагу на те, щоб рідина не зменшувала продуктивність і проникність пласта, вона повинна сприяти та покращувати фільтраційні властивості привибійної зони і сприяти виносу перфораційного матеріалу. В основному використовують прісну, технічну воду з домішками поверхнево активних речовин (ПАР). Також використовують ГПП на глинистих розчинах, але їх застосовують лише при наявності в пласті великої кількості глинистих прошарків та у тому випадку, коли в пласті присутній високий пластовий тиск.

Перевага ГПП над іншими способами перфорації (кульової, торпедної, кумулятивної) полягає:

-    можна регулювати довжину і кут нахилу перфораційного отвору;

-        цементне кільце не руйнується і зберігає свою міцність;

         краї утворених отворів в колоні рівні та гладкі;

         прилади, які використовуються при ГПП прості та надійні в роботі; їх можна використовувати в свердловинах практично любого діаметра;

         після ГПП можна проводити будь-які методи інтенсифікації не піднімаючи інструменту на поверхню;

         довжина перфораційних каналів значно більша ніж при інших видах перфорації і може досягати до 500-700 мм при площі фільтрації каналів більшій у 20-30 разів;

         при ГПП не має місце ущільнення породи в кінці перфораційного каналу.

В розділі 6 проводиться детальний розгляд процесу проведення солянокислотної обробки.

.5 Висновки про стан експлуатації свердловин

Експлуатація свердловин пачки палеоцен-датського ярусу Голіцинського газоконденсатного родовища переходить на заключну стадію розробки, яка характеризуеться обводненням свердловин, великими втратами пластової енергії і випаданням на вибої свердловини газового конденсату.

З початку розробки родовища з газонасичених покладів відібрано біля 74% газоконденсату від початкових запасів. З кожним роком іде поступове зменшення темпів відбору газу і конденсату. Це пов`язано з погіршеним станом привибійних зон свердловин, які забруднені як породою і конденсатом, так і фільтратом рідин, що застосовуються при проведенні підземних ремонтів; на вибоях свердловин спостерігаються скупчення пластової води і конденсату. Дуже часто трапляються прихоплення колони ліфтових труб піщаними пробками, тобто режим експлуатації свердловин обраний не завжди вірно, значення депресії на пласт перевищуе межу руйнування порід, а недостатньо велика швидкість підйому флюїду на поверхню сприяє осіданню піска на вибої.

Свердловини потребують проведення процесів інтенсифікації припливу для збільшення коефіцієнту кінцевого газовилучення, так як розробка морських родовищ обмежена строком служби платформи.

У зв'язку з тим що на свердловинах часто проводяться ремонтні роботи, коефіцієнт експлуатації є невеликим, і становить приблизно 0,92 - 0,94.

5. Аналіз системи збору і підготовки свердловинної продукції

.1 Характеристика системи збору свердловинної продукції

Облаштування обладнання газових промислів виконують згідно до технологічних схем, які і обумовлюють системи збору та транспортування свердловинної продукції. При розробці газових та газоконденсатних родовищ в основному використовують індивідуальну і групову схеми збору газу та конденсату.

При індивідуальній схемі збору газ із свердловини, пройшовши через при свердловинні споруди, поступає в загальний газозбірний колектор, згодом на установку підготовки газу і далі в магістральний газопровід. До при свердловинних споруд відносять: сепаратори, ємності для заміру рідини, установки введення інгібіторів.

Якщо в продукції свердловини є велика кількість конденсату, то паралельно газопроводу прокладають конденсатопровід.

Існують такі види індивідуальної схеми збору та транспортування свердловинної продукції:

-        лінійна - це схема, в якій газозбірний колектор представляє собою пряму лінію; використання цієї схеми дуже обмежене;

-        променева - це схема, в якій газозбірні колектори являють собою промені, що сходяться до групового пункту:

         кільцева - це схема, в якій газозбірний колектор огинає газоносну площу і замикається.

Недоліками індивідуальної схеми збору свердловинної продукції є:

         велика кількість обладнання і споруд, що розміщені на великій території, та які вимагають постійного і кваліфікованого обслуговування;

-        значна довжина під’їзних шляхів велика металоємність комунікацій;

         значні втрати газу і конденсату.

При груповій схемі збору свердловинної продукції газ по шлейфах поступає на груповий пункт, який називається установкою попередньої підготовки газу (УППГ), аналогічно, як і для індивідуальної схеми існують різновиди групової схеми (див. рисунок 5.1):

-        лінійна (рисунок 5.1а);

         променева (рисунок 5.1б);

         кільцева (рисунок 5.1в).

Рисунок 5.1 - Групові схеми збору

.2 Характеристика технологічної і комплексної підготовки свердловинної продукції

Потужність системи збору і транспорту газу і конденсату визначена у відповідності з прогнозованими максимальними об`ємами їх видобутку по рекомендованому варіанту розробки родовища. Транспорт газу і конденсату здійснюється по трубопроводу довжиною 108 км; в тому числі морська ділянка - 65 км; Æ 426´14 і сухопутний - 43 км; Æ 530´8.

Підготовка газу до транспортування через морський трубопровід на берег здійснюється на установці попередньої підготовки газу, на якій відбувається відділення газу від пластових вод, механічних домішок та конденсату. В потік газу додають метанол з метою виключення виникнення гідратних пробок в трубопроводі “УППГ-Очеретай”.

Природний газ поступає із свердловин під тиском (2.5-3) МПа і з температурою (30-50)⁰С в трубопровідний колектор, а потім поступає на УППГ, де технологічні параметри фіксуються за допомогою комплексу контрольно-вимірювальних приладів.

На УППГ газ по колектору поступає спочатку на сепаратор попередньої очистки (С1), в якому газ звільнюється від крапельної рідини, хімічних домішок та конденсату. Згодом, після попередньої сепарації, газ охолоджується в теплообмінниках (Т1, Т2) з допомогю морської води до температури 20⁰С. При цьому здійснюється подальше випадіння конденсату з газу. В подальшому газ попадає на сепаратор тонкої очистки (С2), де й проходить подальше випадіння конденсату та пластової води. Далі, відсепарований газ заміряють і з температурою (15-20)⁰С направляють на берегову установку комплексної підготовки газу (УКПГ), що знаходиться на Глібовському газосховищі.

Враховуючи, що обладнання установки попередньої підготовки газу не виключає трьохфазних розділювачів, даною схемою передбачена розділююча ємність (Р1) та вивітрювач (В1). Суміш конденсату та пластової води, що скидається із сепараторів (С1, С2) попадає на розділювач (Р1), де розділяється на складові частини і відводиться: конденсат в трубопровід, вода попадає на вивітрювач (В1). Тиск у вивітрювачі підтримується не більшим ніж 2.5 МПа і регулюється скиданням газу на факел. Рівень води в розділювачі регулюється відводом її на вивітрювач (В1) через клапан. Рівень газового конденсату регулюється вивідом його в трубопровід з сигналізацією допустимих рівней.

Тиск в вивітрювачі (В1) має бути не більшим за 1МПа і регулюється відводом газу на факел. Скидання води з вивітрювача (В1) регулюється клапано-регулятором рівня ємності розгазування (Е1/1,2), звідки насосами воду накачують в поглинаючу свердловину. Осади з ємності розугодження (Е1/1,2) зливаються на судинний збірник, а розгазований газ через дихальний клапан скидається на свічу.

Пуск УППГ можливий за двома варіантами:

). Газ із свердловини направляється на (С1) - (Т1) - (С2) - вихідний колектор. Газовий конденсат з пластовою водою направляється в розділювач (Р1), де й розділяється на три фази: газ, конденсат та воду і в подальшому по нормальній схемі.

). Газ із свердловини направляється на (С1і) - (С1) - (Т1) - вихідний колектор.

.3 Висновки про стан роботи системи збору і промислової підготовки та рекомендації щодо його підготовки

Вибір системи збору і підготовки газу і конденсату на період ДПЕ проведений з врахуванням фізико-хімічних властивостей газу і конденсату, віддаленості родовища від берегу моря і точки підключення в систему газопроводів; досвіду експлуатації Голіцинського ГКР, прогнозованих об`ємів видобутку газу і конденсату і техніко-економічних показників.

Розглянуті два варіанти збору,підготовки і транспорту продукції. Перший варіант передбачає комплексну підготовку газу до вимог ОСТ 51.40-83 на морський стаціонарній платформі і роздільний транспорт газу і конденсату до Глібовського ПСГ.

При реалізації цього варіанту необхідно розміщення на окремій МСП УКПГ ( установки комплексної підготовки газу і конденсату), будівництво газопроводу і конденсатопроводу для транспорту газу і конденсату в систему магістральних газопроводів до Глібовського ПСГ і далі на переробку.

Другий варіант передбачає первинну сепарацію на установці попередньої підготовки газу (УППГ), розміщеній на МСП і сумісний транспорт газу і конденсату по трубопроводу до Глібовського УКПГ, депроводиться підготовка газу до вимог ОСТ 51.40-83.

Проведені розрахунки по варіантах збору, підготовки і транспорту газу до ПСГ показують, що найменший рівень капіталовкладень по другому варіанту. Стосовно другого варіанту системи сформульовані основні вимоги:

попередня сепарація на УППГ, що розміщена на МСП;

сумісний транспорт газоконденсату за рахунок пластової енергії по трубопроводу на Глібовську УКПГ, де проводиться підготовка газу до вимог ОСТ 51.40-83;

утілізація попутньо вилучаємої води і промстоків в поглинаючи свердловини безпосередньо на МСП;

забезпечення сумарного заміру витрати газу і індивідуально по свердловинах;

забезпечення дослідження свердловин;

забезпечення безгідратного збору і транспорту продукції;

забезпечення очистки трубопроводу від можливих скупчень рідини.

6. Проектування технології капітального ремонту свердловин за допомогою соляно-кислотної обробки привибійної зони пласта

6.1 Вибір свердловини та обгрунтування застосування кислотної обробки пласта

Проведений аналіз геолого-технічної ситуації й даних розробки Голицинського ГКР ДАТ « Чорноморнафтогаз » показав, що з кожним роком підвищуються проблеми й затрати на видобуток вуглеводнів.

Причинами цього є:

перехід родовища на завершальну стадію розробки, яка потребує значних матеріальних затрат для вилучення вуглеводнів;

зниження потенційної енергії більшості розробляємих продуктивних пластів через формування у їх присвердловинному просторі зон зі зниженими фільтраційними властивостями за рахунок кольматації;

накопичення пластових вод на вибої свердловини з-за недостатньої енергії пластового флюїду;

втрата фільтраційних властивостей ПЗП після капітального і поточного ремонту свердловин через застосування неякісних рідин глущіння.

В даний момент відмічено зниження продуктивності свердловини по газу і конденсату менше від потенційно можливої і запроектованої у проекті розробки родовища.

Для КРС необхідно провести міроприємства по дії на вибій свердловини хімічними компонентами, які збільшують проникність колектора в обробленій зоні. Для проектування солянокислотної обробки оберемо свердловину №12 Голицинського ГКР, відомо, що КО застосовують для збільшення проникності карбонатних і піщаних колекторів.

Геолого-технічні дані свердловини №12:

. Фактична глибина свердловини - 2900 м;

. Глибина по вертикалі         - 2500 м;

. Штучний забій - 2111 м;

. Відхід від вертикалі - 760 м по азимуту - 238 м;

Внутрішній діаметр експлуатаційної колони діаметр 140 мм;

. Інтервал перфорації: 2200 - 2250м.

. Эксплуатаційна колона опресована технічною водою (гирло - повітрям) тиском -25,0 МПа - герметично.

. Пластовий тиск - 19.8 МПа;

. Температура на глибині - 2500м -80°С;

. Об'єм свердловини - 38.5м³;

Об'єм затрубного простору - 28.3 м³;

Об'єм трубного простору - 10.2м³.

. Газодинамічні параметри свердловини:

Р трубне - 8,8 МПа;

Р затрубне - 11,3 МПа;

Р міжколонне - 2,6 МПа;газу - 135 тис.м³/добу;конденсату - 19,2 м³/добу;

. Продуктивний горизонт - нижній поліоцен.

Необхідно відмітити, що весь комплекс методів ( технологій ) технічно й науково відпрацьован у промислових умовах.

При виборі й проектуванні найбільш оптимального способу дії на продуктивні пласти свердловин з ціллю зниження економічних витрат й часу, окупність операцій обов'язково враховуються:

будова пласта;

літологічні особливості;

властивості порід;

Свердловини пробурені з МСП-2, характерні високою продуктивністю. Початкові дебіти газу коливались від 120 тис.м³/добу.

У процесі дослідно-промислової розробки родовища з метою збільшення продуктивності свердловини вже застосовувались методи інтенсифікації, за рахунок чого помітно збільшились дебіти газа і конденсата.

Тріщинна складова пористості створює зони проникнення фільтрату, які сприяють глибокій кольматації колектора й викликають проблеми при освоєнні таких об'єктів.

Аналіз об'єктів вивчення кернового матеріалу й результати освоєння свердловин після буріння свідчать про необхідність застосування спеціальних рідин при вторинному розкритті продуктивних горизонтів й капітальному ремонті свердловин. Це повинні бути рідини без твердої фази. Застосування яких дозволить зберегти колекторські властивості продуктивного пласта.

.2 Методи хімічного впливу на пласт

Хімічні методи впливу на привибійну зону пласта з метою виклику і інтенсифікації припливу базуються на властивості гірських порід вступати у взаємодію з деякими хімічними речовинами, а також на властивості деяких хімічних речовин впливати на поверхневі і молекулярно-капілярні зв’язки твердих і рідких фаз в породах.

Найбільш поширеними методами хімічного впливу на пласт є:

1)солянокислотна обробка пласта;

2)обробка пластів плавиковою (фтороводневою) кислотою;

3)обробка пластів розчинами ПАР;

4)обробка пластів з використанням сумішей перерахованих вище речовин;

5) обробка пластів вуглекислотою, сульфаміновою, сірчаною і іншими кислотами і солянокислотними обробками із застосуванням інгібіторів гідратоутворення.

Методи хімічного впливу па пласт дозволяють:

очистити і розширити канали для руху флюїду із пласта до свердловини;

утворити нові канали за рахунок розчинення мінералів, які входять до складу породи;

змінити фазову проникність пласта.

Кислотна обробка - це метод збільшення проникності привибійної зони свердловини шляхом розчинення складових частинок породи пласта, а також сторонніх частинок, якими забруднені породи.

Широке застосування методів хімічного впливу в промисловій практиці різних районів привело до появлення різних технологічних схем здійснення цих процесів. Схеми відрізняються в основному темпами і об’ємами закачки кислоти, тисками нагнітання, використанням приспосіблень і добавок.

Хімічний вплив на пласти найбільш розповсюдженим методом виклику і інтенсифікації припливу. Використання хімічних реагентів в процесі розкриття пластів бурінням і перфорацією не тільки розширює об'єми обробки пластів, але й змінює показники розкриття. Правильний вибір властивостей і параметрів бурових розчинів при розкритті пластів значно скорочує об'єми хімічних обробок пласта при випробуванні і наступній експлуатації свердловин.

В останні роки розширився асортимент реагентів, які використовуються при хімічних обробках пластів. Збільшилось число поверхнево-активних речовин. Використання суміші різних хімічних речовин (розчинників, поверхнево-активних речовин, електролітів) дозволяє покращити умови припливу флюїдів з пласта в свердловину, що збільшує нафтовіддачу пластів. Міцелярні дисперсії, які є сумішшю вуглеводневої рідини з водою, в присутності ПАР і електроліта, теж застосовуються для збільшення нафтовіддачі пластів.

6.3 Основні засади проведення солянокислотної обробки

Солянонокислотні обробки в основному застосовуються для впливу на карбонатні породи і породи, які мають в складі карбонатні цементи. Реакція карбонатних порід з соляною кислотою описується такими формулами:

·          для вапняків

СаСО₃+2HCl=CaCl₂+H₂O+CO₂;                                            (6.1)

·          для доломітів

СаСО₃MgСО₃+4HCl=CaCl₂+ MgCl₂ +2H₂O+2CO;             (6.2)

₂ і MgCl₂ розчинні у воді, тому вони легко виводяться з пласта.

Для обробки пісковиків з незначною кількістю карбонатного цементу використовується глинокислота - суміш соляноі і фтороводневої кислот (НСІ + HF ). Реакції соляної кислоти з деякими речовинами є екзотермічними. Наприклад, взаємодія HCl з Mg описується формулою

Mg+2 HCl+ H₂O= MgCl_2ag + H₂ +m H₂O+110,2 ккал             (6.3)

На кожну грам-молекулу магнію виділяється 110,2 ккал тепла. Екзотермічною с також реакція між соляною кислотою і алюмінієм, при якій на кожну грам-молекулу виділяється 126 ккал тепла. Властивість виділяти тепло при взаємодії речовин використовується для термохімічних методів впливу на пласт.

Соляна кислота взаємодіє з залізом таким чином:

Fe(OH)₃ +3HCl= FeCl₃ +3 H₂O                                                (6.4)

В число породоутворюючих мінералів входить сульфат кальцію (CaSO₄). Соляна кислота взаємодіє з ним так:

HCl+CaSO₄ = СаСl₂ + H₂SO₄                                                   (6.5)

Утворена при цьому сірчана кислота вступає в нові реакції з породоутворюючими речовинами.

Із приведених вище даних видно, що солянокислотна обробка є складним хімічним процесом, в ході якого одні мінерали розчинюються, а другі утворюються. Розчинення мінералів сприяє розширенню існуючих і утворенню нових каналів для руху пластових флюїдів. Утворені мінерали, якщо вони є погано розчинними у воді, погіршують стан привибійної зони. Тому при солянокислотних обробках необхідно так регулювати процес, щоб позитивний ефект від взаємодії був переважаючим.

На ефективність солянокислотної обробки впливають багато факторів, серед яких основними є хіміко-мінералогічний склад породи властивості рідини, які насичують породу, пластові температури і тиск, об'єм і концентрація кислотного розчину, час реагування кислоти породою.

Хіміко-мінералогічний склад породи - головний фактор при виборі методу обробки і якості кислотного розчину. Породи, що складають нафтові пласти, мають різну ступінь карбонатності, містять різні включення інших мінералів (глини, піску, тощо). В той же час склад мінералів має різний вміст хімічних елементів. Все це впливає на ефективність обробки. Тому не слід переносити досвід кислотних обробок з одних родовищ на інші, не вносячи коректив на особливості хімічного складу порід колектора. Навіть в межах одного родовища різні поклади і пласти необхідно обробляти з врахуванням особливостей порід.

Властивості рідин, що насичують пласти, теж необхідно враховувати при солянокислотних обробках. Пласти з високов'язкими, смолистими нафтами взаємодіють з кислотою менш ефективно. Зерна породи тут блоковані плівками нафти, які перешкоджають їх контакту з кислотою. В той же час обводнені пласти внаслідок доброго контакту породи з кислотою піддаються більш інтенсивній обробці.

В нагнітальних свердловинах практикується ізоляція окремих найбільш проникних ділянок пласта закачкою в них високов'язких рідин, здатних створювати захисний екран від впливу кислоти. В пласт закачують нафту, ССБ, різні емульсії. Це дозволяє посилити ефект обробки зони з меншою проникністю.

Температура пласта відіграє важливу роль в процесі кислотної обробки, тому активність соляної кислоти (в тому числі і корозійна) різко зростає в міру збільшення температури до 150 °С. Дальше підвищення температури суттєво не впливає на покращення активності кислоти.

Збільшення температури підвищує активність кислоти не тільки при взаємодії з карбонатними породами. При цьому різко збільшується корозійна активність кислоти. Тому при кислотних обробках у свердловинах з високою температурою необхідно передбачати особливі заходи зниження корозійної активності кислоти. Це може досягатись як введенням відповідних інгібіторів, так і зниженням температури привибійної зони.

Пластовий тиск теж впливає на швидкість реакції соляної кислоти з карбонатними породами. Дослідження показали, що час нейтралізації кислоти при 100°С і при тисках 10, 20, 30 і 40 МПа складає відповідно 20,30, 40 і 60 хвилин (приблизно). При дальшому рості тиску до 50 МПа час є таким же, як і при 40 МПа.

В пластових умовах, де у взаємодію вступають кислотний розчин. пластова рідина і мінерали, реакції між хімічними речовинами проходять в умовах, які відрізняються від лабораторних. Тому повністю переносити в практику дані лабораторних досліджень не доцільно, але їх треба враховувати при плануванні соляно-кислотних обробок. Це дозволяє підвищувати ефективність обробок і зменшувати витрати на їх проведення.

Об'єм кислотного розчину підбирається, як правило, на основі даних досвіду. Обґрунтувати теоретичним розрахунком кількість кислоти практично неможливо через відсутність необхідних для розрахунку даних: радіуса зони, яку потрібно обробити, пористості, проникності, хіміко-мінералогічного складу породи в привибійній зоні пласта. Невідомими є супутні ефекти, які виникають в ході взаємодії кислоти з тріщинно-поровим середовищем.

Для порового колектора об'єм кислоти приблизно може бути визначений із виразу

  (6.6)

де m - середньозважена пористість, долі одиниці;- діаметр зони, яка підлягає обробці, м;- товщина пласта, м.

Звичайно вважається, що для одержання продуктивності свердловини, відповідній проникності віддаленої, не забрудненої зони пласта, достатньо покращити проникність привибійної зони в радіусі 1 м. Для розрахунків цей радіус збільшується до 1,5 м. Тоді при середньозваженій пористості, рівний 15% (0,15), об'єм кислоти, необхідний для обробки 1 м пласта, буде

Для порід з пористістю 10% Vк - 0,71 м³ .Такого типу розрахунки дають тільки приблизну оцінку об'єму кислоти, який може бути прийнятий до накопичення відповідних дослідних даних.

Для порового простору можна рішити зворотню задачу за заданою кількістю кислоти знайти радіус проникнення її в пласт. Для визначення радіуса використовують вираз

(6.7)

де Q_k - кількість кислотного розчину, який нагнітається в пласт, м³ /год;

t - час нейтралізації розчину, с; _c - радіус свердловини, м..

Із аналізу виходить, що із збільшенням об'єму кислотного розчину Q_K і часу t нейтралізації кислоти (з використанням розчину високої концентрації або вводом в нього сповільнювачів) розширюється зона обробки, а із збільшенням потужності і пористості пласта зменшується радіус проникнення кислотного розчину в пласт.

Таким чином, точно розрахувати об'єм кислотного розчину для обробки пласта неможливо. Тому на основі приблизних формул або дослідних даних встановлюють об'єми кислотних розчинів на 1 м товщини пласта. Величина його може змінюватися в широких границях (від 0,1 до 1,5 м³) і залежить, насамперед, від своєчасної оцінки результатів обробки свердловини в конкретних покладах. Аналіз показує, що ефективною може бути солянокислотна обробка як при великих, так і при малих її об'ємах.

Як показують дослідження, кислотний розчин рухається в пласті по тріщинах або найбільш проникних каналах. Під дією кислоти проникність їх збільшується, а, значить, і збільшується об'єм надходження кислоти в ці канали. В пласті утворюється один або декілька таких каналів, в зв'язку з чим кислота не буде заповнювати весь поровий простір. В той же час рух кислотного розчину по каналах дозволяє значно розширити зону обробки за рахунок віддалених зон пласта. Проникність тріщин значно вища, ніж проникність пористого середовища, тому іноді одержують високу продуктивність свердловин при малих витратах кислоти на обробку.

Технологічні схеми обробок різні і залежать від мети розробки.

Велику увагу приділяють підготовці пластів для обробки. З цією метою в свердловину нагнітають різного роду розчинники і водні розчини ПАР. Привибійну зону пласта можна обробляти одночасно і поетапно. В зв'язку з цим обробка пласта може здійснюватись поетапно з наступним підключенням інших його ділянок. Обробляти повністю розкритий пласт можна із застосуванням тимчасово ізолюючих матеріалів або пакеруючих пристроїв.

Велика різноманітність технологічних схем обробки пласта пояснюється тим, що обробці підлягають пласти різного хіміко-мінералогічного складу, які залягають на різних глибинах та при різних умовах. Крім того, це можна пояснити багаторазовими спробами знайти найбільш оптимальні режими обробки.

Ефективність обробок і їх вартість відображають рівень техніки і технології процесів і ступінь вивчення колектора. Економічна ефективність процесів зобов'язує намагатись одержати велику віддачу при менших об'ємах і затратах. Ці питання повинні старанно вивчатись на стадії випробовування розвідувальних свердловин, щоб використовувати накопичений досвід при випробуванні експлуатаційних свердловин.

Існують такі типи кислот.

Інгібована синтетична соляна кислота (ВТУ МХП 2345-50) відповідає ГОСТ 857-78, має концентрацію НС1 19-25%. Для надання їй антикорозійних властивостей заводи-виготовлювачі додають в кислоту 0,8-0,9% інгібітору ПБ-5 і 0,01-0,015% хлористого миш'яку.

Інгібована соляна кислота (ТУ МХП 3354-52) поставляється з концентрацією НС1 18-22%. При виготовлені в кислоту також додають 0,8-1,0% інгібітору ПБ-5 і 0,01-0,015% хлористого миш'яку.

Як видно з приведених характеристик, загальним для обох видів інгібованої кислоти є знижений вміст НС1 (в середньому 20%). У зв'язку з цим необхідно визначити в лабораторних умовах концентрацію НС1 до завозу інгібованої кислоти на промислові об'єкти, щоб при кислотній обробці пласта концентрація НС1 відповідала розрахунковій. За технічними умовами допускається вміст заліза в інгібованих кислотах в об'ємі відповідно 0,02 і 0,03% і сірчаної кислоти для першої не більше 0,005%.

Інгібована кислота може негативно впливати на привибійну зону, особливо порового пласта. Необхідно враховувати, що інгібітор ПБ-5 після повної нейтралізації кислоти може залишатись в поровому просторі пласта в вигляді пластівчаної об'ємистої органічної маси. При використанні 15-20% інгібованої кислоти може випасти 5-7 кг осадку на 1 м³ закачаного в пласт розчину. При неповній нейтралізації кислоти такого осадку не виділяється. Отже, при обробці порових колекторів недоцільно витримувати кислоту в пласті до повної її нейтралізації.

Сірчана кислота, яка є в інгібованій кислоті, може при взаємодії з карбонатними породами утворювати гіпс СаSO₄2Н₂О, і хоча він розчиняється в соляній кислоті, в поровому просторі можуть залишатися кристали гіпсу, що погіршує проникність пласта. Для зменшення вмісту сірки інгібовану кислоту можна обробляти хлористим барієм

ВаСІ₂ + H₂SO₄ =BaSO₄ + 2 НСІ                                             (6.8)

₄ випадає в осадок.

Оцтова кислота, добавлена в соляну, бере участь у процесі обробки виконує декілька функцій:

1)сповільнює взаємодію соляної кислоти з породою (сповільнювач);

2)попереджує випадання окислів заліза (стабілізатор);

3) взаємодіє з породою, розчиняючи її (активний реагент). Фтороводнева (плавикова) технічна кислота застосовується для обробки привибійної зони пластів з теригенними колекторами (кварцові пісковики, алевроліти) з метою розчинення силікатних і глинистих частинок, які містяться в породі, або які попали в неї із глинистого розчину. По ГОСТ 2567-73 плавикова кислота повинна відповідати таким технічним умовам:

·          вміст фтористого водню, %         > 40

·          вміст кремнієфтороводневої кислоти, %       > 0,4

·          вміст сірчаної кислоти, %  < 0,05

Плавикова кислота в чистому виді звичайно не застосовується, але використовується в суміші з соляною. Цю суміш називають глинокислотою. Її транспортують в посудинах із ебоніту або покритих свинцем, парафіном, воском; вона сильно діє на організм і одяг людини. Кислотну обробку (КО) застосовують для збільшення проникності карбонатних і піщаних колекторів у нафтогазовидобувних і нагнітальних свердловинах після буріння, під час експлуатації та ремонтних робіт.

Для обробки карбонатних колекторів здебільшого застосовують солянокислотні розчини (СКР), а для піщаних колекторів після СКР нагнітають глинокислотні розчини (ГКР). Такі обробки називаються відповідно солянокислотними (СКО) і глннокислотними (ГКО).

Хімічно активною основою перелічених кислотних розчинів (КР) є відповідно соляна кислота (10...30% НС1) і суміш соляної (10...15% НСІ) та плавикової (1...5% HF) кислот.

Для проведення КО в свердловину спускають 62...73 mm HKT у більшості випадків до нижнього перфораційного отвору оброблюваного інтервалу. Гирло свердловини обладнують арматурою для обв'язування труб з колоною і зворотним клапаном на вході в порожнину НКТ. Напірна сторона насосного агрегата ЦА-320, 4АН-700 чи іншого обв'язується через зворотний клапан з порожниною НКТ, а приймальна з кислотовозом (Аз-30А) і автоцистернами (4ЦР, АП), в яких транспортуються кислотні розчини й продавлювальні рідини. Нагнітальні трубопроводи обпресовуються тиском у півтора рази більшим від очікуваного тиску нагнітання рідин у свердловину.

Найпростіша схема КО передбачає підняття глибинного обладнання зі свердловини, спускання НКТ з промиванням до вибою і підняття башмака труб до інтервалу перфорації. У свердловину запомповують прямою циркуляцією КР в об'ємі НКТ, закривають затрубну засувку, нагнітають решту запланованого об'єму кислоти та продавлювальної рідини. Після нагнітання всього об'єму рідин закривають буферну засувку свердловини, від'єднують насосний агрегат і іншу спецтехніку та починають очищення привибійної зони від продуктів реакції. У насосних свердловинах процес звичайно підрівняється. Після протиснення КР у пласт і зниження тиску піднімають НКТ, спускають глибинне обладнання і видаляють продукти реакції насосом, встановивши раціональний режим експлуатації. Невчасне видалення продуктів реакції з пласта часто зумовлює зменшення ефективності СКО і, особливо, ГКО.

Механізм кислотної дії на колектор розглянемо з позицій ступеня розчинності порід і швидкості реакції, утворення продуктів реакції та зміни проникності порід після обробки. Вважають, що розчинність порід, які підлягають КО, повинна забезпечити збільшення пористості не менш ніж на 10%, а розчинність чужорідних матеріалів, які забруднюють пори та тріщини пласта, має бути найповнішою (хоча б на 50%). Виходячи з таких принципів, добирають склад активної частини розчинів.

При плануванні КО потрібно знати розчинність порід у кислоті. Наприклад, відомо, що 1 м³ різних кислот розчиняє: 15% НС1 - 200 кг вапняку (СаСО₃), або близько 70 кг легкорозчинної частини еоценового пісковику, що містить 89% SiO₂, 3% карбонатів і 7% глин; 4% HF - 48 кг каоліну; 10% HCl+1% HF - 70 кг глинопорошку, що складається з гідрослюди та монтморилоніту.

Якщо після обробки надлишком СКР застосувати ГКР, то 1 м³ 10% HCl+1% HF розчинять 36 кг еоценового пісковику. Збільшення концентрації HF в ГКР до 3% забезпечує зростання розчинності до 51 кг, а до 5% - зумовлює зростання розчинності до 66 кг.

Наведені дані використовують при розрахунках об'єму кислотних розчинів і оцінках можливої глибини проникнення активної частини кислоти в пласт.

Продукти реакції спричинюють зниження проникності порід після КО, якщо вони відкладаються в поровому просторі у вигляді гелю або твердої фази, чи взаємодіють з пластовими флюїдами, утворюючи осади або емульсії.

Під час взаємодії соляної кислоти утворюються:

з карбонатами порід - водорозчинні солі CaCl₂, MgCl₂, газ CO₂, вода;

з окисами заліза на трубах і його сполуками у складі порід (наприклад, у вигляді сидериту FеCO₃) - хлорне залізо FеCl₃, яке після нейтралізації кислоти гідролізує у вигляді осаду Fe(OH)₃, що здатний закупорити пори;

з сульфатами кальцію в складі порід з температурою до 66 °С - осад гіпсу;

з окисом кремнію в глинах - осад, гель кремнієвої кислоти;

з окисами лужних і лужноземельних металів у глинах - відповідні солі.

Таким чином, під час реакцій СКР утворюються розчинні та тимчасово розчинні продукти, тому технологія обробки СКР повинна бути такою, щоб попередити випадання нерозчинних осадів.

Зміна проникності порід після фільтрації через них кислотних розчинів залежить від хімічного та мінералогічного складу, структурі порового простору, режимів фільтрації й термобаричних умов перебіг реакції. Наприклад, після обробки еоценових пісковиків карбонатність С_к=2...9% надлишком СКР (10...15% НСІ), щодо вмісту карбонатів збільшення проникності порівняно з початковою можна наближено вирахувати так: k_с=0,8 C_k. Звичайно, після такої обробки теригенних колекторів проникність зразків порід зростає в 2-7 разів. Під час обробки карбонатних порових порід ріст проникності практично не обмежений.

На вибір раціональних режимів обробки і технологію робіт впливає швидкість реакції КР з породами, яка залежить від початкової концентрації кислоти, термобаричних умов перебігу реакції в пласті, відношення поверхні породи, що контактує з кислотою, до об'єму кислотного розчину та гідродинамічних умов перебігу реакції, які описуються параметром Рейнольдса (Re).

Відомо, що за однакові проміжки часу ступінь нейтралізації кислоти породою не залежить від початкової концентрації. Отже, при інших рівних умовах за однаковий проміжок часу вдвічі знижується концентрація кислоти (від 20 до 10% чи від 12 до 6%). Можна було б думати, що застосовуючи більшу початкову концентрацію кислоти, можна збільшити глибину обробки пласта. Однак, оскільки швидкість реакції в поровому середовищі велика, це практично не впливає на глибину обробки.

Збільшення температури пласта на 10 °С зумовлює зростання швидкості реакції приблизно в два рази. При збільшенні тиску реакція з соляною кислотою сповільнюється, а з плавиковою - прискорюється.

Значний вплив на швидкість реакції має відношення реагуючої поверхні породи до об'єму кислоти в порах, яке різко збільшується при зменшенні розміру пор. Наприклад, у каналі діаметром 1 мм це відношення дорівнює 40, а в порах діаметром 20 мкм - 2000. Тому в порових колекторах спостерігаємо різке збільшення швидкості нейтралізації. Наприклад, розрахункова глибина проникнення у вапняк активної соляної кислоти в каналах діаметром 1 см дорівнює 600 см, діаметром 1 мм - 20 см, а в порових каналах 10 мкм - 5 см за інших рівних умов.

Таким чином, нейтралізація кислоти в поровому просторі відбувається під час нагнітання її в пласт, тому витримки для реагування не потрібно.

Вплив гідродинамічних умов фільтрації кислоти на швидкість її нейтралізації відчутний лише у великих каналах або тріщинах. Тут зі збільшенням витрат кислоти, а отже, і Re. глибина обробки пласта дещо зростає. Під час фільтрації кислоти через поровий простір теригенних колекторів значення Re дуже малі. Експериментально доведено, що за таких умов збільшення витрат кислоти практично не збільшує глибину обробки піщаного пласта.

Перед проектуванням кислотної обробки слід обґрунтувати вибір свердловини, вибрати рецептуру та об'єм кислотних розчинів, визначити витрату та тиск рідини під час помпування в пласт, вибрати рецептуру й розрахувати об'єм протискуючої рідини, визначити час перебування кислоти в пласті й спосіб очищення привибійної зони від продуктів реакції.

Вибір рецептури КР здійснюють з урахуванням хімічного та мінералогічного складу порід, їх фільтраційних властивостей, хімічного складу й властивостей пластових флюїдів, пластової температури, причин забруднення привибійної зони.

Типовий КР складається з активної частини (НС1, HC1+HF), розчинника, інгібітора корозії, стабілізатора та інтенсифікатора.

Для обробки вапняків, карбонізованих (С_к>3%) пісковиків, колекторів, забруднених відкладенням карбонатів, застосовують СКО 15% НСІ. а при Тпл>100 °С - інколи й 30% НС1. Для обробки піщано-глинистих порід (С_к<3%) застосовують ГКО, спочатку напомповують СКР. 10...15% НСІ, а за нею - ГКР 1...5% HF. Співвідношення об'ємів першої та другої частин розчину залежить від карбонатності породи і при С_к=3% його можна записати як 1:1.

Кислоту розводять звичайно водою. Однак під час КО поліміктових піщано-алевролітових вологомістких порід Західного Сибіру добрі результати одержують при приготуванні КР на ацетоні, якщо обводненість свердловини менша 10%. Під час обробки газових і газоконденсатних свердловин корисно готувати КР на спирті (метанол, спирт ізопропіловий). Застосування названих вуглеводневих розчинників сприяє зневодненню порід і зменшує поверхневий натяг на границі розподілу фаз.

Ефективність інгібіторів корозії оцінюється коефіцієнтом гальмування корозії К_гк, який є співвідношенням кількості розчиненого металу в неінгібованій кислоті до кількості розчиненого в інгібованій. При пластових температурах до 100 °С достатньо забезпечити значення К_гк=20. Якщо температура 15% НСІ під час проходження кислоти по НКТ досягає 100 °С, то розчиняється 3500 г/(м²/год) заліза, а застосування інгібітора «Север-1» зменшує розчинність до 176 г/(м²/год). Інгібітори мають температурні обмеження й за концентрацією НСІ. Наприклад, інгібітор катапін КИ-І можна застосовувати для Т<110°С, С₀<22% НСІ з К_гк =23; інгібітор В2 - для Т<100°С, С₀<36% НСІ з К_гк =260; інгібітор ПБ-5 - для Т<100°С, С₀<22% НСІ з К_гк =7 та інші. Добавка інгібіторів становить звичайно 0,5...1%.

Стабілізатори запобігають випаданню осаду Fе³⁺ у вигляді гідроокису заліза. Найчастіше для стабілізації розчину використовують органічні кислоти, які утворюють з залізом розчинні комплекси. Кількість стабілізаторів дозується відповідно до очікуваного вмісту Fе³⁺, який звичайно становить 0,3%. За таких умов стабілізуючі властивості залежать від температури. Наприклад, для 2%-ної оцтової кислоти - до Т<60 °С: для 0,5%-ної лимонної кислоти - до Т<90 °С; для 0,065%-ної КРАСТа - до Т<140 °С. Збільшення вмісту стабілізатора не підвищує стабілізуючі властивості. Зазначимо, що стабілізація КР необхідна для проникності менше 0,01 мкм².

Інтенсифікатори застосовують, щоб поліпшити фільтрацію КР в породі, запобігти блокуванню привибійної зони продуктами реакції й полегшити їх видалення на поверхню. Для КО нафтовидобувних свердловин краще застосовувати катіоноактивні ПАР, які знижують поверхневий натяг на границі нафта - продукти реакції й гідрофобізують породи - катапіни, АНП-2 та інші в кількості 0,3...0,5%. Замість катіоноактивних ПАР можна застосовувати неіоногенні ПАР - превоцел, ОП-10, неонол та інші, але їх дія не спричинює гідрофобізацію породи. Додавати ПАР необхідно, якщо нафта містить асфальтенів більше 2% або смол більше 6%.

При КО водонагнітальних свердловин рекомендується додавати 0,3...0,5% неіоногенних ПАР, які гідрофілізують породу.

Об'єми кислотних розчинів. Для планування об'єму КР поки що здебільшого застосовують емпіричний підхід. Якщо КО призначені для розчинення порід і домішок, занесених у пласт у процесі буріння або ремонтів, то під час першої КО звичайно запомповують КР 0,5 м³/м поглинаючої товщини пласта, при другій - 1 м³/м, а при третій - 1,5 м³/м. Якщо ж КО призначено для вилучення карбонатних солей, що відкладаються під час експлуатації нафтових свердловин, збільшення об'єму КР при послідовно здійснюваних СКО не обов'язкове. Якщо обробку проводять шляхом запомповування в пласт стабільних вуглеводневих кислотних емульсій, то об'єм емульсій дорівнює добутку витрати емульсії на тривалість розпаду. Звичайно стабільність емульсії при пластовій температурі становить 30...60 хв.

Під час КО найчастіше застосовують не менше 6... 12 м³ КР і тільки зрідка 24 м³ і більше.

Тиск на гирлі свердловини під час нагнітання КР у пласт при КО порових колекторів (особливо теригенних) не повинен перевищувати тиск розриву пласта (розкриття глибоких тріщин), щоб забезпечити рівномірне проникнення КР у розріз свердловини. Для КО тріщинуватих колекторів (особливо карбонатних) тиск на обсадну колону повинен бути максимально допустимим, бо це дає змогу досягнути найбільшої глибини обробки пласта.

Витрата рідини під час нагнітання в пласт для обробки карбонатних тріщинуватих колекторів повинна бути максимально можливою в межах технічно допустимих тисків. Під час обробки порових колектори (теригенних), коли приймальність свердловини звичайно мала, витрата КР здебільшого невелика, але це мало впливає на глибину проникнення активної кислоти (глибину обробки).

Об'єм протискуючої рідини для обробки карбонатних колекторів розраховують так, щоб витіснити весь КР за межі експлуатаційної колони в пласт.

Під час обробки карбонізованих теригенних колекторів С_к<10% використовують окрім протискуючої рідини ще й витісняючу рідину. При цьому виходять з таких міркувань: з початку нагнітання КР у пласт на стінці стовбура свердловини встановлюється початкова концентрація С₀, а під час фільтрації в пласті вона різко падає (за експотенціальним законом) і вже на віддалі декількох сантиметрів С=0,1 С₀. Поступове збільшення об'єму КР у пласті приводить до нерівномірного розчинення глинисто-карбонатного матеріалу пласта в радіальному напрямку. Формується зона від стінки свердловини аж до радіуса проникнення фронту активної кислоти, в якій С=С₀ і де спостерігається повне видалення розчинного матеріалу. За нею формуються ще дві кільцеві зони - вузька з С₀>С>0 і широка з С=0, аж до радіуса фронту проникнення КР. Щоб повністю використати хімічну активність кислоти в пласті й попередити вихід КР з початковою концентрацією в стовбур свердловини і на поверхню під час дренування пласта, потрібно запомповувати в нього витісняючу рідину, об'єм якої дорівнює 30...50% об'єму кислотного розчину.

Витісняюча рідина не повинна знижувати проникності породи. При цьому застосовують водні розчини ПАР, спиртів тощо залежно від характеристики порід і пластових флюїдів.

Перебування кислотних розчинів у пласті не повинно перевищувати часу нейтралізації кислоти. КР нейтралізується ще під час руху в порах теригенного пласта та порах і тріщинах карбонатного пласта. Це значить, що в порових теригенних колекторах витримка КР у пласті не потрібна, а в карбонатних - небажана. Якщо після входження кислоти в пласт видаляти продукти її реакції з привибійної зони негайно, то закупорення порових каналів практично не відбувається і ефективність КО зростає.     

Видалення продуктів реакції із привибійної зони здійснюють шляхом збудження припливу флюїдів із пласта в свердловину під час відкритого переливу, якщо пластовий тиск більший гідростатичного, або шляхом дренування з застосуванням газоподібних агентів (азоту, повітря) чи пінних систем, якщо пластовий тиск менший гідростатичного. У випадку, коли застосовувати вказані способи неможливо, корисно витіснити продукти реакції із привибійної зони в глибину пласта шляхом запомповування 20...30 м³ водного розчину ПАР, нафти, конденсату тощо. Осадження продуктів реакції в глибині пласта практично мало шкідливе й несуттєво погіршує результати КО порівняно з випадком, коли осадження відбувається в привибійній зоні. Однак КО з витісненням продуктів реакції не бажано багаторазово повторювати у тій же свердловині.

Технологія КО глибиннонасосних свердловин часто передбачає видалення продуктів реакції насосом, яким здійснюється експлуатація свердловини.

Для зменшення корозії труб при транспортуванні через них кислот застосовуються різні інгібітори. Основними з них є такі:

I.       Формалін як інгібітор соляної кислоти застосовують в промисловій практиці біля 40 років. Однак як інгібітор солянокислотної корозії формалін має ряд недоліків, серед яких такі:

1) низька ступінь захисту металу: добавка 0,6-0,8% 40%-го формаліну знижує корозійну активність 10-12%-ної кислоти лише в 7-8 разів;

2)здатність до полімеризації при зберіганні, що приводить до втрат здатності розчинятись в соляній кислоті;

3)висока вартість інгібування.

Якість формаліну регламентується ГОСТ1625-75, згідно якого технічний формалін повинен містити 40±0,5% формальдегіду, 7-12% метилового спирту, 0,0005% заліза (для І сорту).

II.  Унікол ПБ-5 заводи-виготовлювачі використовують для інгібування соляної кислоти. Якість уніколу ПБ-5 регламентується технічними умовами ТУ БУ 17-53. Інгібітор добре розчиняється в соляній кислоті, але не розчиняється в воді. Добавка 0,25-0,5% його до соляної кислоти знижує корозійну активність в 31-42 рази.

III.Інгібітор U-1-A звичайно застосовується з уротропіном, і при певних співвідношеннях утворюється високоактивний інгібітор корозії металу при дії гарячою соляною кислотою до + 87 °С при тисках 20 і 30 МПа.

IV.Уротропін технічний в кислоті гідролізується, утворюючи формальдегід і аміак. Формальдегід входить в склад формаліну. Тому інгібуючі властивості уротропіну неістотно відрізняються від властивостей формаліну при перерахунку на зіставлені концентрації формальдегіду.

V.      Інгібітор БА-6 (В-1, D-2) - маслоподібна рідина густиною 1055 кг/м³ жовтого або світло-коричневого кольору, своєрідного запаху, легко утворює з соляною, сірчаною, фосфорною та іншими кислотами солетворні з'єднання, добре розчинні в надлишку кислот або воді. Цей інгібітор застосовується при інгібуванні кислоти високої концентрації і кислотних розчинів для обробки свердловин з високими пластовими температурою і тиском.

.4 Приготування розчинів соляної кислоти

Розчин соляної кислоти приготовляють на поверхні або на вибої. Перший спосіб найбільш поширений.

1.      Розведення кислоти. Для приготування розчинів соляної кислоти її розводять водою до потрібної концентрації. Об'єм товарної кислоти Vm, необхідний для приготування п м³ розчину із заданою концентрацією, може бути визначений за формулою

  (6.9)

де с_z і с_m - густини відповідно кислотного розчину заданої концентрації і товарної кислоти, кг/м³ .

Густину с_m визначають в лабораторії, а с_z за таблицею. Кількість води для розбавлення кислоти знаходять як різницю між повним об'ємом розчину і об'ємом товарної кислоти з включенням в неї добавки.

Розлити кислоту можна в чани, куди зливають спочатку заміряну кількість води, а потім концентровану кислоту, а також в заливочних трубах, куди одночасно нагнітають розраховану кількість води і концентрованої соляної кислоти.

Роботи по доведенню концентрації до заданої з високою точністю, як і введення температурних поправок в розрахунки, не є обов'язковими в промисловій практиці. В той же час потрібний ретельний контроль за заводською якістю кислоти, зміненням її властивостей під час зберігання на складі.

.        Добавка каталізатора. Основним реагентом, який використовується в якості каталізатора, є оцтова кислота СНзСООН, яку можна добавляти в інгібовану кислоту. Для визначення кількості товарної оцтової кислоти, яку буде добавлено в солянокислотний розчин, спочатку визначають необхідну кількість СНзСООН, виходячи із 100%-ної концентрації.

В додатку Г наведений детальний розрахунок проведення солянокислотної обробки, в результаті якого:

·          час закачки соляного розчину становить 2.731 год;

·        час продавки соляного розчину становить 35.631 хв;

·        радіус проникнення солянокислотного розчину 1.464 м;

·        дебіт свердловини збільшився з 135 до 185 тис.м³/добу.

Приріст видобутку внаслідок проведення СКО (тривалість дії СКО в середньому становить 100 діб) склав 4.988 млн. м³ газу.

7. Охорона праці, надр та довкілля при експлуатації свердловин на морі

7.1 Значення охорони праці в забезпеченні безпечних та здорових умов праці

Охорона праці являє собою комплекс правових, організаційних, технічних і санітарно-гігієнічних заходів спрямованих на забезпечення безпечних і здорових умов праці на виробництві. Такі організаційні заходи, як інструктажі з техніки безпеки, знайомлять працівників з небезпечними факторами, що мають місце при виконанні певної роботи, а це дозволяє зменшити кількість виробничих травм і нещасних випадків.

Заходи технічного характеру дозволяють запобігати виробничим травмам і нещасним випадкам, полегшують працю робітників і усувають причини, що викликають травми. Так, наприклад, при роботі з електричними установками такі заходи, як улаштування електроблокування, влаштування захисного заземлення , обгородження електроустановок і встановлення неізольованих струмовідвідних елементів на недосяжній висоті, також зменшують кількість нещасних випадків і травм.

Санітарно-гігієнічні заходи ( виробнича санітарія ) забезпечують здорові умови праці, усувають дію шкідливих речовин на людину. Цього досягають влаштуванням вентиляції, освітлення, забезпеченням нормального режиму праці і відпочинку.

Головним завданням охорони праці є усунення або зменшення дії виробничих шкідливих факторів, які можуть виникнути в процесі експлуатації обладнання, в процесі виконання технологічних процесів.

Для підприємств нафтогазової промисловості характерне складне виробниче середовище , яке впливає на механізми і працівників. Вплив виробничого середовища на технологічні процеси: вібрація призводить до порушення вузлів, деталей машин; підвищена вологість, перепади температури, наявність у повітрі домішок зменшує їх працездатність. Разом з тим недостатня освітленість, підвищений рівень звуку та інші фактори можуть призвести до неправильних дій людини внаслідок психологічного або фізичного стомлення.

З метою попередження і недопущення нещасних випадків на виробництві в Управлінні по видобутку газу ДАТ «Чорноморнафтогаз» були розроблені заходи:

переглянути і конкретизувати посадові інструктажі і перевірки знань працюючого та інженерно-технічного персоналу, виконавчого роботи по експлуатації, обслуговуванню та ремонту двигунів внутрішнього згорання;

передивитись і конкретизувати доленосні інструкції, інструкції по охороні праці, інструкції по технічній експлуатації для персоналу, експлуатуючого енергетичне обладнання;

провести позачергову перевірку безпечної експлуатації енергетичного обладнання на всіх об’єктах Управління;        

провести перевірку на дійсність вимогам кваліфікаційної групи по електробезпеці характеру виконавчих робот машиністами ДВЗ;

внести в посадові інструкції майстрів, керівників служб видання щоденних завдань робочому персоналу.

Для забезпечення безпечності виробництва всі платформи укомплектовані спеціальними засобами, газоаналізаторами до вибухонебезпечних гранично допустимих концентрації горючих і токсичних газів.         Всі робітники забезпечені засобами індивідуального захисту згідно галузевим нормам.

На виробництві розроблені «Комплексні заходи по досягненню встановлених нормативів безпечності, гігієни труда і виробничої середи, підвищенню існуючого рівня охорони праці, попередження випадків виробничого травматизму, профзахворювань і аварій ».

З метою забезпечення безпеки виробництва на підприємстві діє система депреміювання за порушення вимог з охорони праці. В таблиці 7.1 приведені дані виробничого травматизму на промислі за останні три роки.

Таблиця 7.1 - Стан охорони праці на Управлінні по видобутку газу ДАТ «Чорноморнафтогаз» за 2010-2012 рік

Назва показника безпеки	Розподіл по роках
	2010	2011	2012
1. Кількість виробничих нещасних випадків	1	1	3
2. Загальна кількість днів непрацездатності всіх потерпілих	20	8	80
3. Середньооблікова кількість штатних працівників, осіб	486	486	486
4. Коефіцієнт частоти травматизму	2,06	2,06	6,17
5. Коефіцієнт важкості травматизму	20	8	26,6
6. Фінансування заходів з охорони праці, тис. грн.: - планове - фактичне	458,0 426,72	632,96 159,57	1230,20 585,98
7. Кількість працівників, притягнутих до відповідальності за порушення правил охорони праці	26	21	34
8. Кількість навчань з охорони праці	218	322	543
9. Кількість виявлених порушень правил охорони праці	64	-	-
10. Кількість проведених перевірок на рівні підприємства/на рівні структурних підрозділів / проведених органами Держпромміськнагляду	3/-/2	9/78/3	2/76/1
11. Кількість атестацій робочих місць	3	-	-
12.Кількість працівників позбавлених премій за порушення правил охорони праці	37	29	33
13. Накладено штрафів на посадових осіб (чол./сума грн.)	2/850	4/2318	-
14. Оголошено доган за порушення правил охорони праці	2	4	9

Матеріал про розподіл нещасних випадків на підприємстві ДАТ «Чорноморнафтогаз» представимо у вигляді таблиці 7.2

Таблиця 7.2 - Розподіл виробничого травматизму за видами робіт та професіями

Технологічний процес	Професія травмованого	Вид робіт (травмуючий фактор)
Промивання вибою свердловини	Оператор	Струмінь рідини під тиском
Експлуатація обладнання, устаткування, машин, механізмів	Машиніст	Дія предметів та деталей, що рухаються, обертаються
Регулювання роботи свердловини за допомогою засувки з ручним керуванням	Помічник бурильника	Травмування штоком засувки, який вилітає внаслідок заводського дефекту
Робота з соляною кислотою	Помічник бурильника	Отруєння парами соляної кислоти

Отже, основними причинами виробничого травматизму є:

) невиконання робітниками правил безпечного проведення робіт;

) невідповідність професії або Кваліфікації робітників виду робіт, що виконується;

) незадовільний стан робочих місць, території підприємств і цехів;

) порушення трудової і виробничої дисципліни;

) відсутність відповідальних керівників або невірні їх дії;

) несправність обладнання, інструктажів;

) інші причини.

Покращення умов праці, підвищення їх безпеки позитивно впливають на результати виробництва, ведуть до зменшення виробничого травматизму, професійних захворювань.

7.2 Аналіз потенціальних небезпек та шкідливих факторів, що мають місце при здійсненні солянокислотної обробки пласта

Кислотні розчини відносяться до сильнодіючих шкідливих речовин. Пари соляної, плавикової кислот надають сильну подразнюючу дію на слизові оболонки (особливо носа). Викликають запалення з'єднувальної оболонки ока, катар верхніх дихальних шляхів, помутніння рогівки, захриплість, почуття задухи, шлунково - кишкові розлади, хімічні опіки, шкірні захворювання.

У зв'язку з цим при підготовці і проведенні робіт по кислотній обробці привибійної зони пласта необхідно дотримуватися вимог охорони праці, які викладені в наступних документах:

ДНАОП 1.1.21-1.20 Правила безпеки у нафтогазовидобувній промисловості України;

Стандартах і технічних умовах на реагенти, які при цьому використовуються.

Справжнім технологічним регламентом.

Аналіз потенціальних небезпек та шкідливих факторів відіграє важливу роль в забезпеченні нормальних умов праці та попередженні виникнення травмонебезпечних ситуацій..

Концентрація уваги на зонах підвищеного ризику - основний підхід до аналізу небезпечних явищ.

Оцінку небезпечних явищ застосовують на всіх стадіях експлуатації МНС і виробничого обладнання. Реальна і точна оцінка можливих небезпечних явищ зводить до мінімуму ризик травмування персоналу, вихід з ладу обладнання і нанесення шкоди навколишньому середовищу. Аналіз небезпек сам по собі не гарантує адекватного рівня безпеки на установці, а це тільки частина загального комплексу заходів щодо забезпечення безпеки.

Загальний напрям аналізу небезпечних явищ - це розробка методів визначення не передбачуваних небезпек, а також методів детальної оцінки ризиків. Більшість цих методів складні і вимагають значних затрат часу і коштів.

Причинами більшості аварій на морських експлуатаційних установках було застосування небезпечних методів роботи, керування, неякісні ремонти, технічне обслуговування та випробування.

При проведенні СКО можуть мати місце такі потенційно небезпечні шкідливі фактори :

.Природній газ знаходиться під високим тиском і при високих температурах і до того ж його властивості являють небезпеку для здоров¢я людини. При тривалому вдиханні газ наркотично діє на людину.

. Обладнання і установки постійно знаходяться під високим тиском.

. В технологічному процесі використовують шкідливі речовини, серед яких метанол, конденсат, поверхневоактивні речовини, інгібітори корозії , а в приладах - ртуть. Крім того, використовують, також, кислотний розчин, який є отруйним і може призвести до опіків. Метанол - це сильна отрута, яка діє на нервову і судинну системи людини. При випаровуванні метанол вибухо- небезпечний. Конденсат, як і газ, діє на людину наркотично. ПАР - токсичні, тривала їх дія може викликати розбухання шкіри. Пари інгібіторів корозії негативно впливають на організм людини, а попадання їх на шкіру може призводити до шкірних захворювань.

. Необхідність обслуговування обладнання і установок в будь - яких метеорологічних умовах на відкритих ділянках, а також у нічний час.

. Виникнення шуму при роботі агрегатів ЦА - 320, ЦА - 400 і компресора УКП - 8 - 80.

Продуктивність праці підвищується завдяки збереженню здоров¢я та працездатності людини, економії живої праці шляхом підвищення рівня використання робочого часу, продовження періоду активної трудової діяльності людини, економії загальної праці шлахом підвищення якості продукції, зменшення числа аварій.

Покращення умов праці та її безпечність приводять до зниження виробничого травматизму, професійних захворювань, інвалідності, що зберігає здоров¢я працюючих і одночасно приводить до зменшення затрат на оплату пільг та компенсації за роботу в небезпечних умовах праці, на оплату наслідків такої роботи ( тимчасової та постій ної непрацездатності ), на лікування, перепідготовку працівників виробництва у зв¢язку з текучістю кадрів по причинах, які пов¢язані з умовами праці.

Таблиця 7.3 - Аналіз потенційно-небезпечних факторів при СКО

Потенційно - небезпечний фактор	Травмонебезпечна ситуація (фактор)
Необхідність проведення робіт на висоті	Падіння з висоти. Травмування
Висока напруга	Враження електрострумом
Отруєння парами отруйних речовин	Хімічні опіки, ураження органів дихання
Наявність великої кількості рухомих елементів	Травмування
Обладнення під тиском	Струмінь рідини під тиском. Можливість руйнування обладнення
Пожежна небезпека	Опіки, отруєння продуктами згорання
Несприятливі метеорологічні умови	Травмування

7.3 Забезпечення нормальних умов праці при проведенні СКО

Взаємне розташування викидних і повітрязбірних шахт має бути виконане у відповідності з вимогами санітарних норм і має виключити всмоктування відпрацьованого повітря.

Приміщення, в яких можуть виділятись гази, що вміщують сірчисті сполуки, мають бути обладнанні вентиляцією з механічним приводом, в разі необхідності - місцевою механічною вентиляцією.

Обслуговування вентиляційних систем має доручитись спеціально навченим для цього робітникам.

Ефективність вентиляції необхідно періодично інструментально провіряти і виявлені дефекти усувати.

В компресорних станціях, з газомоторними двигунами місце забору проточного повітря має бути розташоване зі сторони повітряних фільтрів на відстані не менше 16 м від вихлопних труб газомотокомпресорів чи на 6 м нижче вихлопних труб газомотокомпресорів при горизонтальній відстані між ними не менше 16 м.

Газорозподільні пункти мають бути обладнані природною витяжною вентиляцією з видаленням повітря з нижньої і верхньої зон приміщення при допомозі шахт з дефлекторами.

Лабораторії мають бути обладнані загально-обмінною проточно-витяжною вентиляцією з механічним збудженням, в разі необхідності - з місцевим відсмоктуванням.

Для приміщень, де проводяться роботи з особливо шкідливими і отруйними речовинами, вентиляційна система має бути окремою, не пов’язаною з вентиляцією інших приміщень.

Об’єднання кількох вибухонебезпечних приміщень спільними повітропроводами не допускається.

Нормальна зорова робота передбачає створення на робочих місцях освітлення згідно санітарних норм і правил або відомчих нормативів. Для створення нормальних умов зорової роботи встановлюється мінімальне освітлення згідно СНіПІІ-479 “строительные нормы и правила естественного и искуственного освищения” - та відомчих нормативів.

Важливими оздоровчими заходами на промислі є облаштування і належне утримання санітарно-побутових приміщень для обслуговування персоналу. До санітарно-побутових приміщень відносяться: приміщення для відпочинку, душова, гардероб, їдальня, туалет і т.д..

Виробничі приміщення повинні бути обладнані та збудовані у відповідності до СніП санітарних норм проектування промислових підприємств, вказівок по будівельному проектуванні споруд нафтової і газової промисловості та протипожежним технічним умовам проектування.

Також для забезпечення нормальних умов праці при проведенні СКО потрібно такі заходи та засоби захисту від потенційно небезпечних факторів:

1. Для уникнення нещасних випадків через отруєння парами метанолу необхідно забезпечити герметичність метанольних ємностей та ліній, а також безперебійну роботу вентиляційних систем.

2.Обслуговування вентиляційних систем має доручитись спеціально навченим для цього робітникам. Ефективність вентиляції необхідно періодично контролювати і виявлені дефекти усувати. Приміщення, в яких можуть виділятись гази, що вміщують сірчисті сполуки, мають бути обладнанні вентиляцією з механічним приводом, в разі необхідності - місцевою механічною вентиляцією. Взаємне розташування викидних і повітрозбірних шахт має бути виконане у відповідності з вимогами санітарних норм і має виключити всмоктування відпрацьованого повітря.

.Для запобігання електротравматизму при виконанні робіт, зокрема підключенні обладнання, необхідно використовувати засоби індивідуального захисту: гумові рукавиці,спец взуття. Також все обладнання, що працює за рахунок електроенергії в обов’язковому порядку повинно бути заземлене.

.Для локалізації та ліквідації пожежі, морська стаціонарна платформа повинна бути обладнана автоматичною системою пожежогасіння, а також сигналізацією та вогнегасниками.

.Щоб уникнути порізів рук гострими кромками при монтажі обладнання та під час виконання процессу інтенсифікації припливу вуглеводнів кавітаційно-пульсаційним методом необхідно застосовувати захисні рукавиці.

.Вплив несприятливих метеорологічних умов на організм людини можна мінімізувати шляхом використання спецодягу, взуття та рукавиць в зимовий період, а також чиклічним перебуванням в преміщенні, обладнаному кондиціонером, в літній період для нормалізації температурного балансу тіла.

.При виконанні робіт, що супроводжується шкідливою дією на організм людини та проявами підвищеної небезпеки передбачається застосування засобів індивідуального захисту, а саме: спецодяг, взуття, гумові рукавиці, захисні окуляри, каска. Приміщення на МСП повинні бути обладнані та збудовані у відповідності до СНіП санітарних норм проектування морських стаціонарних платформ, вказівок по будівельному проектуванні споруд газової і газової промисловості та протипожежним технічним умовам проектування.

В таблиці 7.4 приведені заходи та засоби захисту від потенційних небезпек для персоналу, що задіяний в проведенні процесу капітального ремонту свердловин.

Таблиця 7.4 - Заходи та засоби захисту від потенційних небезпек під час проведення СКО.

Потенційно небезпечний фактор	Заходи та засоби захисту
Необхідність проведення робіт на висоті	Запобіжний пояс. Огорожа
Висока напруга	Засоби індивідуального захисту. Заземлення.
Отруєння парами отруйних речовин	Засоби індивідуального захисту. Вентиляція.
Наявність великої кількості рухомих елементів	Засоби індивідуального захисту, постійний контроль за обладнанням
Обладнення під тиском	Встановлення запобіжних пристоїв та клапанів
Пожежна небезпека	Вогнегасники, сигналізація, системи пожежогасіння
Несприятливі метеорологічні умови	Засоби індивідуального захисту.

На рисунку 7.1 приведена принципова схема конструкції підводної свердловини яка дозволяє з максимальною безпекою здійснювати експлуатацію свердловин в умовах морського родовища .

Рисунок 7.1 - Принципова схема конструкції підводної свердловини

7.4 Розрахунок заходів з охорони праці та довкілля

Визначити безпечну відстань до газового факела

Таблиця 7.5 - Вихідні дані для розрахунку

Коефіцієнт випромінювання полум’я
Висота труби факела
Висота полум’я
Максимальна швидкість вітру
Об’ємна витрата газу
Діаметр труби факела

Розрахунок:

.Визначаємо швидкість вітру на рівні центру полум’я. Визначаємо співвідношення висот труби факела та полум’я т + 0,5·hп = 4,5 + 0,5·6,5 = 7,75 м

Оскільки ця величина знаходиться в межах hт +0,5·hп < 60, використовуємо формулу= UТ·[0,9 + 0,01· (hт +0,5·hп)]=4,5·[0,9 + 0,01·(4,5 + 0,5·6,5)]=4,4м/с

.Визначаємо швидкість витікання газу

Рисунок 7.2 - Вектори швидкостей витікання газу

3. Кут нахилу осі полум’я

. Зміщення центру полум’я від осі свердловини в напрямку вітру (в проекції на горизонтальну площину):

Рисунок 7.3 - Схема для визначення радіуса зони підвищеного теплового випромінювання

. Радіус зони підвищеного теплового випромінювання

Теплота горіння природного газу q=35 МДж/м3

Границя переносимості теплового випромінювання людиною Едоп= =1кВт/м2

Звідки:

Відповідь: радіус зони підвищеного теплового випромінювання складає rТ = 17,65 м.

8. Техніко-економічна ефективність запропонованих технологічних і технічних рішень

8.1 Загальний аналіз та розрахунок основних ТЕП

Під методом економічного аналізу розуміється спосіб підходу до вивчення виробничо - господарської діяльності підприємства.

Аналіз заснований на використанні методів деталізації явищ і процесів,

У процесі аналізу широко використовуються ряди динаміки, угрупування, середні величини, показники варіації, елімінування, графічні методи та ін.

Використання рядів динаміки. Неодмінною умовою правильності аналізу є розгляд всіх явищ в динаміці. Це дозволяє уникнути випадкових висновків. Для характеристики аналізу динаміки процесу і явищ використовують показники абсолютного рівня у, абсолютного відхилення Ду, темпу росту Т_р і темпу приросту Т_пр.

Абсолютний рівень - абсолютний розмір членів ряду динаміки.

Абсолютне відхилення в порівнянні з попереднім роком - це різниця абсолютних рівнів двох суміжних періодів:

·        Абсолютне відхилення ланцюгове:

  (8.1)

·        Абсолютне відхилення базисне:

  (8.2)

Для визначення ступеня поліпшення показників використовують темпи росту та темпи приросту. Вимірюються вони звичайно у відсотках. Темпи росту по відношенню до попереднього періоду, вимірюється як відношення показників двох суміжних періодів(ланцюгове):

        (8.3)

Темпи роста по відношенню до базового періоду, вимірюється як відношення показників даного та базисного років(базисне):

  (8.4)

Темпи прироста показника по відношенню з попереднім періодом - це відношення абсолютного відхилення за розглядаємий період до значення

показника за попередній рік (ланцюгове):

   (8.5)

Темпи приросту в порівнянні з попереднім періодом визначаються як відношення абсолютного відхилення за даний період до значення показника за базовий період (базисне):

   (8.6)

Абсолютне відхилення, темпи росту та темпи приросту по відношенню з попереднім періодом називаються ланцюговими, по відношенню із базовим періодом - базисні.

Для розрахунку показників ТЕП ми можемо скористатись такими кількісними показниками, як обсяг видобутку газу, виробництво продукції в планових цінах, чисельність працюючих на МСП - 2, середня заробітна плата в місяць, витрати на ремонт свердловин. Також візьмемо якісний показник - продуктивність праці.

Обрахунки будемо проводити згідно формулам 8.1 - 8.6.

Для спрощення всіх розрахунків будемо проводити їх у Microsoft Office Excel.

Зведемо отримані дані у таблицю 8.1, яку наведено нижче.

Таблиця 8.1 - Динаміка основних ТЕП МСП - 2

Показники	2 009р.	2 010р.				2 011р.
		У05	ДУі л,б	Тр, %	Тпр, %	У06	ДУ і		Тр, %		Тпр, %
							Л	Б	Л	Б	Л	Б
Обсяг видобутку газу, тис. м3	803	730,5	-72,5	90,97	-9,03	687,4	-43,1	-115,6	94,1	85,6	-5,9	-14,4
Виробництво продукції в планових цінах, тис. гр.	146049,6	219150	73100	150,05	50,05	256960	37810	110910,4	117,3	175,94	17,25	75,94
Чисельність працюючих на МСП - 17, ос.	54	59	5	109,26	9,26	71	12	17	120,3	131,48	20,34	31,48
Середня заробітна плата в місяць,тис. гр.	140,5	153	12,5	108,9	8,9	183	30	42,5	119,6	130,25	19,61	30,25
Витрати на ремонт свердловин, тис. гр.	28	35	7	125	25	140	105	112	400	500	300	400
Продуктивність праці, тис.м3/ос.	334,98	334,51	-0,47	99,86	-0,14	337,86	3,35	2,88	101	100,86	1	0,86

Зміну темпу росту кожного з показників протягом цих трьох років можна виразити в графічній формі. Що і показано нижче на графіку. Приймемо значення всіх показників за базисний 2009 рік рівними 100 %.

Рис. 8.1 - Графічна інтерпретація основних ТЕП

Маючи графічну інтерпретація основних ТЕП ми можемо провести короткий аналіз кожного з наведених показників.

З діаграми бачимо, що обсяги видобутку на Голіцинському родовищі падають з кожним роком. Це зумовлене з:

- перехід родовища на завершальну стадію розробки, яка потребує значних матеріальних затрат для вилучення вуглеводнів;

зниження потенційної енергії більшості розробляємих продуктивних пластів через формування у їх присвердловинному просторі зон зі зниженими фільтраційними властивостями за рахунок кольматації;

накопичення пластових вод на вибої свердловини з-за недостатньої енергії пластового флюїду;

втрата фільтраційних властивостей ПЗП після капітального і поточного ремонту свердловин через застосування неякісних рідин глущіння.

Щорічне падіння видобутку газу тягне за собою і зменшення виробництва продукції в планових цінах, що ми можемо наглядно побачити з діаграми.

Зростання потреб у проведені ремонту свердловин та самої МСП, а також зобов'язаність працевлаштовувати студентів - випускників Івано - Франківського національного технічного університету нафти і газу, з якими ДАТ «Чорноморнафтогаз» заключало контракти тягне за собою зростання робочих місць, а як наслідок зростання чисельності працюючих на МСП.

З діаграми можна побачити, що середня заробітна плата теж потрохи росте, що зв'язано з реформами на підприємстві.

Кожна свердловина потребує своєчасного капітального ремонту, щоб вона була у працездатному стані і давала змогу підіймати на денну поверхню вуглеводні. Звісно на МСП також проводяться ремонти і з діаграми видно, що вони зростають з кожним роком. І максимальне значення вони мали у 2011 р., тому що на відміну від 2009 та 2010рр. було проведено не тільки заміну НКТ, а ремонт частини трубопроводів, заміну засувок та дія на при вибійну зону пласта.

Продуктивність праці на протязі періоду лишається стабільною. Так, за наведеними розрахунками, можна зробити висновок, що обсяги видобутку продукції зменшились на 9 тис. м³ (9 %) в 2007 році та на 5,9 тис. м³ (5,90 %) в 2008 році в порівнянні з попереднім періодом, та на 9 тис. м³ (9 %) в 2007 році та на 14,4 тис. м³ (14,4 %) в 2008 році в порівнянні із базовим періодом.

.2 Коротка характеристика запропонованого рішення. Вихідні дані для розрахунку економічної ефективності від його реалізації

У даному дипломному проекті мною запроектовано здійснення капітального ремонту свердловини за допомогою соляно-кислотного оброблення привибійної зони пласта на свердловині №12 Галіцинського газоконденсатного родовища Чорного моря.

Солянокислотне оброблення- це метод збільшення проникності при вибійної зони свердловини шляхом розчинення складових частинок породи пласта, а також сторонніх частинок, якими засмічені породи. Суть соляно-кислотного оброблення пласта полягає в тому, що у свердловину попередньо закачують соляний розчин, який проникає глибоко в пласт і реагує з карбонатними мало проникними відкладами розчиняючи їх, що в результаті і підвищує продуктивність свердловини.

Роботи по проведенню процесу солянокислотного оброблення свердловин проводиться з використанням спеціального обладнання та реагентів за участю бригади цеху КРС.

Внаслідок проведення солянокислотної обробки привибійної зони пласта на Галіцинському родовищі дебіт газу свердловини від дії солянокислотного розчину збільшиться на 37%. Отже, додатковий видобуток газу становить:

,     (8.7)

де q₁ - дебіт свердловини до проведення СКО, тис. м³/добу;- коефіцієнт збільшення дебіту після проведення СКО

Змінні витрати встановлюється згідно калькуляції в розрахунку на додатковий видобуток газу.

До змінних витрат відносяться затрати на геолого-пошукові роботи, на перекачування газу, на електроенергію, відрахування в фонд зайнятості, на соціальне страхування та інше.

Таблиця 8.2 - Калькуляція видобутку газу

№ п/п	Показники	Вартість
1	Геолого-пошукові витрати, тис.грн.	382.2
2	Матеріали, тис.грн.	8.35
3	Електроенергія, тис.грн.	3.45
4	Фонд оплати праці, тис.грн.	49.8
5	Відрахування в позабюджетні фонди, тис.грн.	18.03
6	Загально промислові витрати, тис.грн.	1.2
7	Інші витрати, тис.грн.	151.5
8	Разом, тис.грн.	614.5

8.3 Розрахунок витрат на здійснення запропонованого рішення і калькуляції собівартості видобування газу

Витрати на проведення солянокислотної обробки привибійної зони визначаються як сума витрат на матеріали, хімічні реагенти і на експлуатацію техніки.

   (8.8)

де В_m - витрати на експлуатацію техніки, грн.;

В_м - витрати на матеріали при проведенні СКО, грн.;

В_з - витрати на оплату заробітної плати, грн;

В_сз - відрахування на соціальні заходи.

Витрати на експлуатацію техніки при проведенні солянокислотної обробки привибійної зони приведені в таблиці 8.3.

Таблиця 8.3 - Витрати на експлуатацію техніки при проведенні СКО привибійної зони свердловини

Техніка	Кількість	Час роботи, год.	Вартість 1 год. роботи, грн.	Всього, грн.
Азинмаш-30А	2	3	150	450
4АН-700	1	0.4	170	68
Всього				518

Для складання повного кошторису витрат на проведення СКО, попередньо розраховуємо загальні витрати на заробітну плату основному та допоміжному персоналу, що задіяний при проведенні капітального ремонту.

Основна бригада - це бригада цеху КРС, а допоміжний персонал - це персонал, що задіяний тільки під час проведення операції СКО на свердловині.

Час проведення повного капітального ремонту, при проведенні робіт з СКО на свердловині, беремо по даних Східно-Кримського НГВУ ДАТ «Чорноморнафтогаз». По даним НГВУ повний час проведення ремонту складатиме 3 доби.

Розрахунок витрат на заробітну плату приводимо в таблиці 8.4.

Таблиця 8.4 - Витрати на заробітну плату

№ п/п	Назва	Кількість	Заробітна платна грн./день	Кількість днів роботи	Загальні витрати, грн.
1	Бригада ЦКРС
	Майстер бригади КРС	1	156	3	468
	Бурильник 6-го розряду	1	118	3	354
	Помбури 4-го розряду	2	98	3	588
	Машиніст підйомника	1	105		315
2	Допоміжний персонал
	Майстер цеху КРС	1	165	1	165
	Машиніст насосного агрегату	2	75	1	150
3	Всього				2040

Витрати на експлуатацію техніки при проведенні солянокислотної обробки привибійної зони свердловини становлять В_т=518 грн.

Витрати на оплату заробітної плати становлять В_з=2040 грн.

Витрати на проведення обробки привибійної зони становить:

Приведені витрати на підйом 1 тис.м³ становлять:

Приведені витрати на підготовку 1 тис.м³ становлять:

Витрати на матеріали при проведенні солянокислотної обробки привибійної зони приведені в таблиці 8.5

Таблиця 8.5 - Витрати на матеріали при проведенні солянокислотної обробки

Реагент	Кількість, м3	Вартість, грн./м3	Всього, грн.
Інгібітор корозії (У-2)	4.415	2450	10816.75
Оцтова кислота	1.755	1675	2939.63
Вода технічна	18.295	15	274.43
Соляна кислота	22.125	470	10398.75
Інтенсифікатор	0.140	1980	277.2
Хлористий барій	0.070	1320	92.4
Всього			24799,2

 

Витрати на оплату заробітної плати становлять В_з=2040 грн.

Витрати на проведення обробки привибійної зони становить:

Приведені витрати на підйом 1 тис.м³ становлять:

Приведені витрати на підготовку 1 тис.м³ становлять:

Додаткові витрати на збір і підготовку:

        (8.9)

де DQ_г - становить приблизно 100 діб. додатковий видобуток газу. Тривалість даного ефекту

8.4 Розрахунок економічного ефекту

Економічний ефект з врахуванням проведення солянокислотної обробки свердловини визначаємо за формулою:

  (8.10)

де Ц_г - ціна за газ.

Проведення солянокислотної обробки в даному випадку було раціональним, ми отримали економічний ефект, який впродовж ста діб (саме стільки триває дія солянокислотної обробки) становить 729004,32 грн.

нафтогазовий кислотний фундамент свердловина

Висновки

В дипломному проекті розглянуто питання проектування технології капітального ремонту свердловин за допомогою соляно-кислотної обробки привибійної зони пласта на Галіцинському родовищі.

З кожним роком іде поступове зменшення темпів відбору газу і конденсату. Це пов`язано з погіршеним станом привибійних зон свердловин, які забруднені як породою і конденсатом, так і фільтратом рідин, що застосовуються при проведенні підземних ремонтів; на вибоях свердловин спостерігаються скупчення пластової води і конденсату. Трапляються прихоплення колони ліфтових труб піщаними пробками, тобто режим експлуатації свердловин обраний не завжди вірно, значення депресії на пласт перевищує межу руйнування порід, а недостатньо велика швидкість підйому флюїду на поверхню сприяє осіданню піску на вибої.

Свердловини потребують проведення процесів інтенсифікації припливу (СКО, ГПП, ГРП, водоізоляційні роботи, роботи по вилученню рідинних пробок) для збільшення коефіцієнту кінцевого газовилучення.

Для умов Галіцинського родовища більш ефективним буде проведення солянокислотної обробки пласта, після якої дебіт збільшиться в 1.37 рази, так як СКО забезпечить надійний гідродинамічний зв’язок свердловини з пластом.

При розрахунку економічного ефекту прораховані вартість процесу солянокислотної обробки і прибуток від реалізації додатково видобутих об’ємів газу. Витрати на проведення обробки привибійної зони становлять 28095,68 грн., що набагато перевищує вартість проведення цих робіт на суші, так як розташування родовища на морі накладає багато додаткових витрат: витрати на гелікоптер, витрати на флот для перевезення реагентів і інші витрати. Як видно з розрахунків додаткового дебіту, економічна ефективність складає 729004,32 грн. Отримане значення економічного ефекту говорить про доцільність проведення СКО.

Перелік посилань на джерела

1. Яремійчук Р.С., Качмар Ю.Д. Освоєння свердловин: Практикум.- Львів: Світ, 1997

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

. Булатов А.И., Пеньков А.И., Проселков Ю.М. Справочник по промывке скважин.- М.: Недра, 1984.

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

. Рязанов Я.А. Справочник по буровым растворам. - М.: Недра, 1979.

. 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.

. РД 39-3-79-78. Методические определения экономической эффективности использования при строительстве скважин новой техники, изобретений и рацпредложений.