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

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

1.1 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.

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

1.3 Гідрометеорологічні і кліматичні умови

За кліматичними особливостями північно-західна частина Чорного моря відноситься до помірно-континентальної зони. Кількість річних опадів складає 300 мм. Льодових покриттів в районі родовища, як правило, немає, але в дуже суворі зими можливі утворення льодових полів. 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.

1.4 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

2.1 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 12 473 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 908 м. Розмір 10×4,75 км.

2.2 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 темноі 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, буроватоі 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 — 60 м.

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 — 230 м.

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.

2.3 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 4,5×8,5 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 5×8 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)-4,7×6,5 км (изогіпса — 2325 м), амплітуда 150 м, площа — 30,6 кв. км;

— по покрівлі еоцену (На) — 8×5 км (изогіпса — 1675 м), амплітуда — близько 150 м, площа — 40 кв. км;

— по покрівлі продуктивної майкопської пачки M-V — 5,5×11 км (изогипса -950 м), амплітуда — 125 м, площа — 60,5 кв. км;

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

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

. по покрівлі продуктивного неогенового горизонту — 8,5×5 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 0.1×10^-15 м².

Однак у ряді випадків відкрита пористість верхньокрейдяних вапняків досягає значень 12,5−23,5%, а проникність 17×10^-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: 668 729, 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 представленийчергуванням 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 NІ).

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 13 800 млн. м .

2.5 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

Сірководень (Н₂S) в продукції горизонту не виявлений.

Таблиця 1.2 — Фізико-хімічні властивості газу

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.

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

(3.1)

де — густина повітря, кг/м³;

А — площа парусності, м²;

v — швидкість вітру, м/с;

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

(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 1,79 510^-5 Пас, що відповідає стандартним умовам при температурі 15,65 С і тиску 1013 Па. Підставляючи ці значення у вираз (3.1), отримаємо формулу для вітрового навантаження (в кілоньютонах):

(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

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

3.3.1 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/=0.23 і Н/=0.08 (h=34 м, Н=12.5 м і =150 м) розрахунок навантаження від хвиль на МСП проводимо за теорією Стокса.

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

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

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

(3.7)

де

F₁=a

F₂=a²F₂₂+ a⁴F₂₄

F₃=a³F₃₃+ a⁵F₃₅ (3.8)

F₄=a⁴F₄₄

F₅=a⁵F₅₅

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

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

Горизонтальна 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

Співвідношення між круговою частотою і хвильовим числом має вигляд

щ ² = gk (l + a²C₁ +a⁴C₂)thkh (3.13)

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

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/. 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.