11.3.10. Особливості освоювання і розробки нафтогазових родовиш на континентальних шельфах торів і океанів

Виявлення і розробка нафтогазоносних ресурсів, які знаходяться в надрах земної кори під акваторіями морів і океанів, належать до глобаль­них науково-прикладних проблем. Актуальність цієї проблеми постійно зростає для більшості країн світу. Досить нагадати, що на континенталь­ному шельфі в країнах світу вже розвідано геологічних запасів нафти і конденсату до ЗО млрд т, газу до 15 трлн м³. Сумарний щорічний добуток нафти в морях вже становить 25 % загальносвітового видобутку. Велике народногосподарське значення має ця проблема для нашої країни. При­скорене виявлення і освоєння ресурсів нафти і газу в межах континенталь­них шельфів Чорного і Азовського морів є одним із важливих завдань. Йо­го вирішення потребує великих матеріальних і трудових витрат. У цих умо­вах особливого значення набуває максимальне використання досягнень науково-технічного прогресу Росії, Азербайджану і країн далекого зарубіж­жя у справі пошуків, розвідки і розробки нових родовищ нафти і газу на континентальних шельфах морів і океанів.

В останні роки виявлення особливостей геологічної будови шельфів внутрішніх і окраїнних морів Європи, дало змогу встановити, що більшість з них становлять практичний інтерес для пошуків промислових скупчень нафти і газу. В Україні за результатами геологорозвідувальних робіт в Чор­ному морі відкрито родовища: газоконденсатні — Південноголицинське, Шмідтовське, Штормове; газові — Кримське (Чорне море); Морське і Північнокерченське (Азовське море). За межами України відкрито родо­вища: нафтогазоконденсатні — Аляти і 8 Марта (Каспійське море); нафто­газові — Одоптинське, Чайвинське і Лунське (північно-східний шельф о-ва Сахалін); нафтові — Прирозломне і Штокманське (Баренцове море). Хоча більшість із зазначених родовищ не є великими за запасами, крім Прироз-ломного і Штокманського, можна стверджувати, що відкриття цих родо­вищ знаменує встановлення нових нафтогазоносних областей в акваторі-альних частинах земної кулі. Проте через незначну вивченість цих областей серед геологів не склалося єдиної думки про їх будову й перспективи наф­тогазоносності, тому для окремих морів існує кілька варіантів схем тек­тонічного і нафтогазогеологічного районування, що відрізняються один від одного. Невисокою є і якість підготовки склепінних структур — пасток нафти і газу під глибоке буріння на деяких шельфах, унаслідок чого ре­зультативність їх опошуковування вимірюється різними величинами коефі­цієнта успішності. Ці та інші недоліки мають бути усунуті обов'язковим проведенням у практику геологорозвідувальних робіт на шельфах резуль-

татів усіх прогресивних досліджень, що нагромадилися на цей час. Насам­перед слід акцентувати увагу на питаннях наукового прогнозування нафто­газоносності надр континентальних шельфів морів. Основним завданням при цьому є максимальне виявлення геолого-геофізичної інформації з кож­ної спостережної точки, де була пробурена свердловина, інтервалів випро­бовування пластів у розрізі розбурених площ тощо, а також ретельна кіль­кісна переінтерпретація нагромаджених матеріалів з подальшим їх синте­зом щодо берегової частини суходолу і островів.

Для встановлення раціональних напрямів геолого-пошукових робіт обов'язково слід використовувати статистичні закономірності просторового розміщення зон високої концентрації родовищ та покладів нафти і газу, виявлених у геологічно подібних нафтогазоносних провінціях або областях. Тому для прискорення розвитку сировинної бази в морських акваторіях передусім потрібно вивчати і брати до уваги сучасний розподіл основних зон нагромадження запасів нафти і газу в нафтогазоносних областях різної геотектонічної приуроченості, оскільки остання обумовлює різні масштаби і нафтогазоутворення, і нафтогазонагромадження.

Важливо також мати на увазі, що, згідно з багатолітнім досвідом пошу­ків, розвідки та розробки нафти і газу, найбільш розвинуті в усьому світі дрібні й середні родовища. Наприклад, у США такі родовища становлять понад 90 % усіх відкритих родовищ. Причому на дрібні й середні родовища припадає основний приріст запасів нафти, отриманий в США за останні 20 років.

У країнах СНД великі та найбільші родовища, хоч і менш поширені, характеризують найвищу частку виявлених запасів нафти і газу в шельфах морів і океанів. Проте у загальній масі родовищ, відкритих і розвідуваних, переважають середні і дрібні нафтогазові родовища, тому що великі родо­вища нафти і газу можна виявити швидше за все у початковий період ви­вчення перспективних акваторій. На них і звертали основну увагу в почат­ковий період пошуково-розвідувальних робіт, а малі і навіть середні родо­вища залишалися недорозвіданими.

Для розробки надійних критеріїв кількісної оцінки перспектив нафто­газоносності в шельфових зонах морів і океанів слід розширити фундамен­тальні дослідження зі складання спеціальних карт тектонічного районуван­ня, які розкривають геологічну еволюцію морських осадових басейнів, лі-толого-фаціальні умови формування природних резервуарів і зміни їх гід­родинамічного режиму, закономірності акумуляції нафти і газу в пастках різних типів. За даними таких карт можливе прогнозування скупчень ВВ за їх фазовим станом у межах акваторій. При цьому слід ураховувати, що продуктивні горизонти в сучасному структурному плані часто залягають на нижчих гіпсометричних рівнях, ніж на суходолі.

На особливу увагу для визначення головних напрямів пошуково-розві­дувальних робіт у шельфових зонах морів заслуговує вивчення пасток ВВ, приурочених до зон поширення похованих органогенних побудов і насам­перед занурених рифів. Як показав досвід, досить ефективним є прогнозу­вання подібних зон у разі модельного підходу, який характеризується ком­плексним складом інформативних ознак. Це випереджується використай-

ням КМПВ, термометрією та ехолотною зйомкою, а за відсутності сольо­вого діапіризму і галокінезу — також даними електророзвідки.

На цей час поглиблюється розробка багатогранних питань порів­няльної характеристики нафтогазоносних областей і провінцій різного ти­пу, але подібних за тектоноседиментаційною спрямованістю своєї еволюції.

Водночас для вирішення прикладних завдань практика потребує про­довження великомасштабних досліджень, які дали б змогу за загальними та індивідуальними рисами будови та історії розвитку тектонічних елементів різ­ного рангу диференціювати їх на дрібніші підпорядковані тектонічні одиниці, які відображають зональні особливості процесів акумуляції вуглеводнів. Спи­раючись на це, безсумнівно, з більшою впевненістю можна використовувати принцип аналогії, проводити паралелі між територіально обмеженими ділян­ками на рівні прогнозування зон і районів нафтогазонагромадження за їх промисловим значенням у межах континентального шельфу акваторії.

Порівняльні характеристики з визначеною кількісною оцінкою пер­спектив нафтогазоносності акваторій для вибору першочергових об'єктів пошуково-розвідувальних робіт слід проводити на всіх етапах і стадіях по­шуків, розвідки і дорозвідки родовищ нафти і газу. Результати такого під­ходу звичайно позитивно відобразяться на забезпеченні надійності підго­товки різних видів пасток ВВ і передусім тих, що пов'язані з антикліналь­ними структурами. Це допоможе провести прискорену розвідку, а також обґрунтувати дорозробку існуючих родовищ ВВ глибокими свердловинами і дати за мінімальної їх кількості максимальний приріст промислових за­пасів нафти і газу. Зазначене відобразиться і на подальшому видобутку цих нафтогазових родовищ.

Надзвичайно великий ефект може дати широке застосування прогре­сивних промислово-геофізичних методів дослідження свердловин — акус­тичного та електрометричного каротажу, а також методів ядерної геофізи­ки, особливо тих їх модифікацій, які дають змогу експрес-методом встано­вити макро- і мікроелементний мінеральний склад гірських порід. Це дуже важливо для вияснення явищ аутигенного мінералоутворення в породах-колекторах, установлення ступеня впливу цих явищ на ємнісну і фільтра­ційну здатність продуктивних горизонтів, літологічну неоднорідність різних видів порід (тонке чергування різновидів). Результати цих досліджень по­трібні для розшифрування будови покладів нафти і газу, оцінки їх проми­слових запасів, оптимізації розробки, а головне — для забезпечення підви­щення коефіцієнта газонафтовіддачі пластів.

Сейсморозвідка і промислово-геофізичні методи вивчення свердловин вже дають змогу прогнозувати зони надгідростатичних пластових тисків до початку буріння глибоких свердловин, постійно контролювати і виявляти скупчення високонапірних флюїдів, що в багатьох випадках може сприяти попередженню аварій і ускладнень у процесі буріння пошукових, розвіду­вальних і експлуатаційних свердловин. Неважко уявити, якою мірою при цьому поліпшуються геолого-економічні показники буріння свердловин в акваторіальних умовах.

З геофізичними методами тісно пов'язані й геохімічні дослідження. Неможливо обмежитись епізодичним застосуванням геохімічних критеріїв

оцінки ресурсів ВВ на континентальних шельфах акваторій. У зв'язку з цим у практику пошуково-розвідувальних робіт у шельфових і глибоко­водних частинах акваторій разом з газохімічним вивченням розрізу осадо­вих відкладів упроваджується, де це можливо, сейсмоакустичне профі­лювання.

Після результатів переінтерпретації на сучасній науковій основі геоло-го-промислових даних, одержаних у минулому, все частіше для шельфових зон морів і океанів запаси, які вважали непромисловими, переводять до запасів промислових категорій.

Особливості розробки покладів нафти і газу в шельфових зонах. Як уже зазначалося, велика частина світових запасів нафти знаходиться в межах шельфових зон морів і океанів. Тому перспективи видобутку нафти і газу на морських ділянках земної кулі дуже великі.

Під час розробки покладів нафти і газу в гірських породах, які заляга­ють під дном моря, виникають особливі умови в зв'язку з необхідністю за­стосування металевих, металобетонних і бетонних споруджень у морі, що піддаються значній корозії та руйнуванню і тому мають обмежені терміни служби. Дослідження старих споруджень і обладнання, витягнутих із мор­ської води після перебування в морі протягом 13—15 років, показали їх інтенсивне роз'їдання не лише у воді, а й у надводній частині промислів, і, зазвичай, повну їх непридатність для використання. Це потребує макси­мального скорочення термінів вилучення нафти і газу з родовищ шельфо­вих зон морів і океанів.

Освоєння морських нафтогазових родовищ здійснюють такими захо­дами:

• осушення дна моря суцільним засипанням нафтогазоносної площі;

• спорудження загороджувальної дамби з подальшим відкачуванням води;

• будівництво естакад, зв'язаних з берегом, або автономних естакад, якщо нафтове родовище знаходиться на незначній відстані від суші;

• будівництво штучних острівців (основ), на які завозять землю і на­ саджують дерева, кущі рослин і розташовують бурову та нафтогазопроми- слове облаштування;

• будівництво великих металобетонних стаціонарних морських плат­ форм, тобто основ у відкритому морі, на яких будують: бурові вишки з об­ ладнанням устя свердловин для їх експлуатації; побутові приміщення, пло­ щадки для гелікоптерів тощо;

• підземне розбурювання нафтових покладів за допомогою споруджен­ ня тунелів.

Розробка морських ділянок за допомогою засипання морського дна є найдорожчим заходом, і тому його застосовують за невеликих глибин моря на ділянках, що примикають до берегової смуги, і здійснюють для багато-пластових родовищ. Таке засипання моря було проведено для розробки частини Бібі-Ейбатської площі (Азербайджан, Бакинський район), яка роз­ташована у морі, де згодом був створений промисел "Бухта Ілліча". Роботи із засипання були розпочаті в 1911 р., до 1918 р. було засипано 210 га; до буріння свердловин приступили в 1922 р.

За певних умов осушення морських площ за допомогою загороджу­вальних дамб набагато економніше, ніж суцільне засипання ділянки моря.

В умовах малих глибин моря й у зонах відносного затишку морських заток для розробки морських ділянок можна споруджувати з берега безу­пинно нарощувані насипні дамби.

Розробку вуглеводневих покладів за допомогою естакад застосовують, якщо поклади нафти або газу розміщуються в безпосередній близькості від берега. До естакад прибудовують спеціальні площадки, на яких розміщують вишки для буріння. Розміри площадок залежать від кількості свердловин і допоміжних приміщень. При цьому застосовують метод кущового розбу-рювання родовища похилими свердловинами, що спрямовані в різні боки. З досвіду азербайджанських нафтовиків буріння похило-спрямованих сверд­ловин показало, що відхилення вибоїв до 400 м від вертикалі за глибини залягання продуктивного пласта близько 2000 м досягається без особливих труднощів.

Похило-спрямоване буріння здійснюють лише тоді, коли побудована естакада знаходиться в центрі встановленого контуру нафто- або газонос­ності покладу.

У разі великого за площею вуглеводневого покладу кількість точок кущового буріння потрібно визначати не лише за шириною і довжиною покладу, а й за глибиною його залягання і можливою величиною відхи­лення вибоїв свердловин. Кількість точок кущового буріння встановлюють також за кількістю виділених для самостійної розробки об'єктів.

Якщо об'єктів два чи три, кількість точок кущового буріння можна подвоїти або потроїти.

Залежно від геологічних особливостей покладу ВВ, характеру його бу­дови та величини пастки від естакади можуть бути побудовані відгалуж­ення невеликої довжини, що закінчуються площадками для розміщення бурових.

Розбурювання родовищ, що знаходяться на великій дистанції від бе­рега, здійснюють за допомогою металобетонних стаціонарних платформ (рис. 11.22), які будують з розрахунком їх розташування у середині контуру нафтоносності. Тоді виникає потреба у морському транспорті та наявності на березі спеціальної бази для прийняття (у разі штормової погоди) ма­теріалів, що необхідні для буріння свердловин і експлуатаційного облад­нання.

Практика розбурювання морських нафтових і газових родовищ за до­помогою цих платформ показала, що з однієї платформи можна проводити буріння декількох груп похилих свердловин з проектуванням кожної з них на свій об'єкт.

Варто мати на увазі, що розбурювання нафтових і газових родовищ за допомогою естакад і платформ обмежено глибинами моря; здебільшого ці глибини не перевищують декількох десятків метрів.

Спорудження, які встановлюють на побудованому фундаменті на дні моря (тобто на глибинній основі), іноді будують за глибини моря до 100 м; їх зазвичай застосовують для родовищ, що мають велике проми­слове значення.

З метою скорочення термінів розробки в процесі розбурювання мор­ських нафтових і газових родовищ доцільно вести одночасне розбурювання усіх виділених для самостійної розробки нафтогазових об'єктів. Для при­скорення темпів розробки підтримують пластовий тиск бурінням нагні­тальних свердловин (одночасно з експлуатаційними) і закачуванням у них води або газу залежно від геологічної будови і режиму роботи нафтового покладу.

До розробки морських нафтогазових родовищ слід проводити розвідку з оконтурення всіх покладів нафти; під час розробки морських нафтових і газових родовищ експлуатаційне розбурювання площі у жодному разі має не випереджати розвідувальне буріння.

Для розробки морських родовищ потрібно впроваджувати досягнення нової технології буріння свердловин — кущове буріння похило-спрямова­них свердловин, двостовбурне буріння, послідовне буріння двох свердло­вин з однієї основи тощо.

Сутність методу двостовбурного буріння полягає в тому, що з однієї бурової вишки одним обладнанням і однією бригадою бурять одночасно дві свердловини. Це досягається тим, що під час підіймання інструменту з одного стовбура усі свічки цілком не витягають на поверхню і не склада-

ють у буровий, як це роблять у звичайному бурінні, а у міру витягування кожної свічки її відразу опускають у другий стовбур свердловини. До мо­менту витягання останньої свічки з першого стовбура інструмент виявля­ється опущеним у другий стовбур свердловини, де можна проводити бурін­ня. По закінченні буріння в другому стовбурі бурильний інструмент знову переміщують у перший стовбур і т. д.

Метод двостовбурного буріння має великі переваги: використовують одну основу для буріння двох свердловин; виключається необхідність зби­рання вишки і монтажу бурового верстата для другої свердловини; збіль­шується час перебування долота на вибої свердловини тощо.

Недоліком методу насамперед є те, що найменше ускладнення в про­цесі буріння в одному стовбурі призводить до великих змушених простоїв іншого стовбура.

Ефективнішим виявився метод послідовного буріння двох свердловин з однієї основи, що одержав широкий розвиток на морських ділянках по­близу о-ва Артем (Азербайджан). За цим методом буріння свердловин від­бувається не одночасно, а послідовно, тобто після закінчення буріння пер­шої свердловини її не демонтують, а нахилом вишки з тієї самої основи за-бурюють другу свердловину. Тільки по її закінченні починають одночасне освоєння та експлуатацію двох свердловин. Цей метод застосовують в умо­вах невеликих глибин залягання нафтових пластів (до 1500 м).

Отже, для розробки морських нафтових і газових родовищ двостовбур-ний метод буріння та експлуатації свердловин дає змогу скоротити наполо­вину кількість дорогих морських основ. Крім того, метод дає велику еконо­мію коштів і, головне, часу, потрібного для вилучення вуглеводневої сиро­вини з родовища.

У зв'язку з тим що морські нафтові спорудження через корозію мета­лу зазвичай не можуть існувати понад 15 років, виникає потреба у різко­му збільшенні темпів розбурювання і розробки морських нафтогазових родовищ.

З цією метою для прискорення темпів випробування продуктивних пластів родовища збільшують кількість базисних об'єктів (з наявністю для кожного з них одного-двох зворотних), які розбурюють за самостійними сітками експлуатаційних свердловин.

Під час розробки нафтогазових родовищ у шельфових зонах окремі платформи й естакади можливо проектувати і будувати лише після деталь­ної розвідки родовища, вибору сітки розміщення свердловин і встановлен­ня методу впливу на поклад для підтримки пластового тиску. Будівництво естакад має сприяти бурінню нагнітальних свердловин для організації впливу на пласт. Звичайно лінії естакад орієнтують за простяганням плас­тів, особливо, якщо цьому сприяє глибина дна моря.

Результати геолого-геофізичних даних у межах Чорного і Азовського морів Південного нафтогазоносного регіону України засвідчують, що крім уже відкритих родовищ вуглеводнів тут є великі перспективи низки морсь­ких ділянок, де можуть бути відкриті нові родовища нафти і газу. Тому пе­ред геологами України поставлені великі народногосподарські завдання з освоєння шельфових зон Чорного і Азовського морів.

Для зони мілководдя, як зазначалося, естакадний метод розбурювання морських нафтогазових родовищ є найефективнішим у межах глибин до 15 м. Подальші можливості нарощування глибин дуже обмежені і пов'язані з різ­ким подорожчанням вартості естакад. Розробку покладів нафти і газу в Ук­раїні, які розміщуються на більших глибинах, можна здійснювати бурінням експлуатаційних свердловин з індивідуальних основ. У світовій практиці розробку родовищ на глибині 45 м і більше проводять у Венесуелі, де гід­рометеорологічний режим моря винятково сприятливий. У межах Апше-ронського архіпелагу в Азербайджані глибина моря понад 25 м практично є межею, за якою не проводять бурові роботи. У Північному морі видобуток вуглеводневої сировини здійснюють на таких самих глибинах.

У зв'язку з обмеженістю можливостей проводити буріння свердловин на більших глибинах у Тімано-Печорській нафтогазоносній області (Росія) запропонована шахтна розробка підводних нафтогазоносних ділянок. Пер­ші спроби такого видобутку нафти зроблені на Ярегському нафтовому ро­довищі. Застосування гірничих виробок може виявитися новим прогресив­ним методом розробки нафтових родовищ, які розміщуються на морських ділянках, оскільки тоді виключається метеорологічний фактор, який віді­грає велику роль у внутрішньому морі.

З огляду на викладене, подальше освоєння шельфових зон Чорного і Азовського морів можна проводити з урахуванням всебічного комплексно­го вивчення їх геологічних і методологічних особливостей.

Особливості транспортування нафти і газу в умовах морів та океанів. Не­від'ємною ланкою складного комплексу освоєння і розробки родовищ нафти і газу в шельфах морів та океанів є морський транспорт, який використо­вують як для обслуговування процесів будівництва свердловин і експлуа­тації промислів, так і для перевезення продукції, яку видобувають. У загаль­ному обсязі капітальних вкладень в освоєння і розробку морських нафтога­зових родовищ міра витрат на транспортування нафти і газу на берег у се­редньому досягає 10 %.

Транспортування вуглеводневої сировини з родовищ шельфу можливе танкерним і трубопровідним методами. Оптимальне застосування кожного з них залежить від великої кількості факторів — геолого-промислових, природно-кліматичних, технологічних тощо.

Наприклад, шельф Баренцового моря характеризується великою відда­леністю, порівняно великою глибиною дна моря, хвилюванням моря, три­валим льодовим періодом. При розгляді питання про можливість і опти-мальність застосування того або іншого методу морського транспортування вуглеводнів у цьому регіоні віддали перевагу морському транспорту. Об­ґрунтування були такі: можливість швидчого введення в експлуатацію ро­довищ нафти і газу, тому що не треба витрачати час на побудову трубопро­водів по дну моря.

Були проведені розрахунки з визначення витрат на одиницю продук­ції, яку перевозять за участю морського транспорту і транспортують трубо­проводами.

Як вихідна інформація використані такі дані: максимальний річний відбір нафти; максимальний річний відбір газу з подальшим переведенням

у зріджений стан; віддаленість родовищ від порту Мурманськ; техніко-еко-номічні характеристики танкерного флоту.

Експлуатаційні витрати визначали з урахуванням сумарного ходового і застійного часу (для потрібної кількості рейсів) і нормативних експлуата­ційних витрат. Після цього обчислювали безпосередні витрати.

Проміжними було взято величини: кількість рейсів, потрібних для пе­ревезення продукції в заданому об'ємі; ступінь використання вантажопід­йомності суден; періодичність виконання рейсів тощо.

Порівняння вартості морського транспорту з вартістю укрупненого розрахунку капітальних вкладень у будівництво підводних трубопроводів у регіоні Баренцового моря показало, що за критерієм мінімуму витрат для районів зі складними льодовими умовами перевагу слід віддати танкерному флоту. Вартість транспортування нафти по трубопроводу в 1,4—2,8 раза перевищує відповідні дані для танкерів.

Цікаво відзначити, що в початковий період освоєння континентально­го шельфу (на прикладі Баренцового та Північного морів) перевагу має танкерний метод перевезення вуглеводнів. Проте природно-кліматичні умови часто порушують ритмічність танкерних перевезень. Ця обставина, а також невеликі дебіти свердловин і розкиданість промислів зумовлюють необхідність створення підводних резервуарів. Далі приймається така схема транспортування нафти: свердловина — резервуар — перевалковий термі­нал — танкер — береговий термінал. Зі збільшенням видобутку нафти і введенням в експлуатацію нових свердловин виникає тенденція переходу до використання підводних трубопроводів.

Особливості освоєння і розробки нафтогазоносних запасів шельфу арк­тичних морів, зумовлені дією льоду на обладнання. Освоєння нафтогазових запасів північного і арктичного шельфів пов'язано зі значними трудноща­ми, насамперед спричиненими особливостями гідрометеорологічного ре­жиму. При цьому визначальним фактором є морський лід (рис. 11.23), на­явність якого впливає на вибір будівельної та експлуатаційної техніки і на вибір самих методів будівництва та експлуатації родовищ.

Важливою деталлю льодового режиму арктичних і багатьох північних морів є наявність процесів дії морського льоду на донні і прибережні ґрун­ти. Так, у процесі батиметричних досліджень з використанням скануваль-ної апаратури і аерофотозйомок дна Світового океану в межах водних ба­сейнів, що прилягають до прибережної смуги і безпосередньо цікавлять нафтовиків і газовиків, в осадовому покриві були зареєстровані численні лінійні депресії, які в результаті інтерпретації були ідентифіковані як спе­цифічні морфологічні форми дна моря, утворені внаслідок просувної діяль­ності морських льодів. Сліди просування донного Грунту були виявлені в морях Бофорта, Баффіна, Лабрадор, Північному і Норвезькому. Є докази про порушення дна морів морським льодом і в Арктиці (Баренцовому, Карському, Східносибірському морях і в морі Лаптєвих). Глибини моря, на яких можливий контакт підводної частини льодовикових утворень з дон­ним ґрунтом, через такі порушення обмежені допустимою величиною осідання морського льоду, яка для різних умов має свої діапазони змін. Так, для умов моря Бофорта, де ведуться роботи з освоєння шельфу і роз-

робки родовищ вуглеводнів, найінтенсивніша діяльність льоду спостері­гається на глибині 10—40 м. У цьому інтервалі глибин виявлені борозни завглибшки до 5,5 м. На глибині моря менше 15 м і понад 40 м максималь­на глибина борозен помітно нижча і становить у середньому 1—2 м. Ще більші масштаби порушень поверхні дна моря пов'язані з дією на донний ґрунт айсбергів та їх уламків. Глибина борозен, утворених айсбергами, в морях Баффіна і Лабрадор становить 2,5—9 м.

Руйнування морського дна льодовиковими утвореннями, які рухають­ся, є серйозною загрозою для різних підводних комунікацій, а також плат-формних та естакадних споруд, але дія морського льоду на донний ґрунт найбільше відображується на умовах експлуатації морських підводних тру­бопровідних систем. Принаймні є одне указання на порушення трубопро­воду підводною частиною льоду: 24-дюймовий підводний трубопровід, про­кладений по дну Великого Невольнічого озера (Канада), був зміщений на 100 м і порушений в декількох місцях на ділянці завдовжки 300 м під дією льодових утворень на донний ґрунт. При цьому глибина порушення дна становила 0,6—2 м. Наслідки подібних пошкоджень в арктичних умовах можуть мати дуже тяжкий і забарний характер для транспортування вугле­воднів, що призводить до зупинення розробки покладів вуглеводнів на тривалий термін і великих витрат коштів.

З огляду на це під час освоєння морських родовищ нафти і газу пів­нічного шельфу Росії і прокладання морських трубопроводів різного техно­логічного призначення в акваторіях морів, які замерзають, частково під час облаштування родовищ Одопту і Чайво в Охотському морі, Піщаноозерсь-кого родовища на о-ві Колгуєв у Баренцовому морі, особливу увагу було

приділено питанням встановлення масштабів дії льоду на донний ґрунт. Усунення або зменшення дії зовнішнього впливу льоду на трубопровід і підводні споруди та обладнання платформ і естакад — фактора, який здат­ний зумовити явище, що призводить до їх порушення, є одним із найваж­ливіших завдань у будівництві морських арктичних нафтогазопромислових споруд. Найефективнішим засобом захисту підводних споруд від пошко­дження їх льодовим розорюванням є заглиблення фундаменту споруд і трубопроводів у донний грунт. Гранична глибина проникнення льодових утворень у Грунт, що залежить від конкретних умов, є величиною, за якою безпосередньо визначають параметри заглиблення підводних споруд і не­безпечну глибину їх закладання.

Якщо створення естакад, основ, штучних островів та інших гідротех­нічних споруд планується на ділянках морського дна до того, як вони під­далися інтенсивному льодовому розорюванню, то в такому разі мають бути внесені відповідні зміни у конструкцію фундаменту споруд, що планують­ся, оскільки небезпечність нерівного контакту фундаменту споруд з морсь­ким дном у районах з льодовим розорюванням помітно зростає.

Важливе значення має процес дії морського льоду на донний грунт та­кож для розрахунку навантаження від льодових полів, що рухаються, на штучні насипи, острови та інші споруди. Пошкодження островів від дії льоду може проявлятися у вигляді порушення краю острова, зсуву ґрунту на рівні льодового поля і зсуву острова по основі фундаменту. З метою по­передження таких пошкоджень, а також зниження загального навантажен­ня на побудовані споруди створюють загороджувальні гравійні дамби по контуру островів або по контуру основи споруд.

КОНТРОЛЬНІ ЗАПИТАННЯ

1. Що розуміють під розробкою нафтових і газових родовищ?

2. Які Ви знаєте системи розробки багатопластових нафтових і газових родовищ?

3. Що таке система розробки зверху—вниз?

4. Що таке система розробки знизу—догори?

5. Що таке комбінована система розробки?

6. Що таке експлуатаційний об'єкт?

7. Що таке поверх розробки?

8. Які є системи розробки для окремих нафтогазових пластів?

9. Які Ви знаєте форми рівномірних сіток розташування видобувних свердловин?

10. Які Ви знаєте форми нерівномірних сіток розташування видобувних свердловин?

11. Наведіть приклади розташування видобувних свердловин на антиклінальних структурах.

12. Наведіть приклади розташування видобувних свердловин на покладах вуглеводнів у разі моноклінального падіння пластів.

10. Наведіть приклади розташування свердловин на родовищі нафти, що приурочено до сольового штоку.

11. Які особливості розробки нафтових покладів у неоднорідних пластах?

12. Які особливості розробки нафтових покладів у слабопроникних, малодебітних пластах?

13. Які особливості розробки покладів нафти в карбонатних пластах?

14. Які особливості розробки нафтових покладів з газовою шапкою ?

15. Які особливості розробки нафтових покладів з режимом розчиненого газу?

16. Які особливості розробки нафтових облямівок?

17. Які особливості розробки газових покладів?

18. Які особливості розробки газоконденсатних покладів?

19. Які особливості розташування видобувних свердловин для розробки нафтогазових покладів, пов'язаних з плікативно ускладненими структурами ?

20. Схарактеризуйте особливості освоєння і розробки нафтогазови родовищ на континентальних шельфах морів і океанів.

21. Схарактеризуйте особливості освоєння і розробки нафтогазових ресурсів шельфу арктичних морів, обумовлених дією льоду

на обладнання.

РОЗДІЛ

МЕТОДИ ІНТЕНСИФІКАЦІЇ В ПРОЦЕСІ ВИДОБУТКУ НАФТИ І ГАЗУ ТА ВТОРИННІ МЕТОДИ РОЗКРИТТЯ РОДОВИЩ