Разработка научно-технических решений по реализации перехода на падающую добычу газовых месторождений Крайнего Севера Чугунов, Леонид Семенович

Введение к работе

Работа лосвпцена решении проблем, связанных с переходом на падающую добычу газа. На основе обобщения и анализа данных по разработке и эксплуатации месторождения Медвежье, прогнозных технико-экономических расчетов предлагается комплекс научно-технических решений, обеспечивающих наивыгоднейшие условия эксплуатации в период падающей добычи газа.

АКТУАЛЬНОСТЬ. К окончанию периода постоянной добычи /аза на меотороадении накапливается обширная геолого-прсмысловая информация о состоянии разработки месторождения, систем сбора, подготовки и компремирования газа, сквачшн, шлейфов и т.д. Анализ данной информации позволяет виявить основные тенденции и закономерности динамики систем разработки и обустройства месторождения и осуществить " прогноз. Это необходимо для оптимизации переходе на .падающую, добычу газа, постановки'и решения комплекса исследовательских,' организационных и технико-экономических' задач с цельЬ"д6сти-*ения максимальной эффективности-работы предприятия в этот периоді . .

Задача решается на примере месторождения Медвежье; с которого
начато освоение залежей газа севера Тюменской области;' '

Результаты исследований имеит первостепенное-значение,'особенно для Течких. месторождений-гигантов как Медвеаье; Уренгойское' и Ям-бургскоз, а также других сеноианских залежей газа региона; успешное освоение г угорых будет определять развитие топливно^-энергетическогб комплекса страны в блияайшие 10-15 лет. ^;

ЦЕЛЬ РАБОТЫ. Разработать научно-технические решения по оптимизации работы элементов систем добычи газа для газодобывагацих предприятий, эксплуатирующих месторс'-дения Крайнего Севера в период- падающей добычи.

выявление основных тенденций и закономерностей в динамике систем разработки, сбора, подготовки и компремирования газа в период перехода на падающую добычу и падающей добычи газа;

совершенствование методов контроля технического состояния, элементов системы добычи газа на стадии активного проявления упруго-водонапорного режима;

оптимизация режимов работы обводняющихся эксплуатационных скважик (самрзадавливание, прогноз выноса пластовой воды, технология организации КРС и другие);

техническое перевооружение и модернизация систем подготовки газа и дожимного комплекса.

НАУЧНАЯ новизна:

1. Комплекс методов, по изучению состояния обводняющихся скважин, оптимизации их режима и прогнозу добычи из месторождений с* учетом эффекта самозадавливдния. скватн, позволявший .решением;.об-pai.iiix задач обосновать вид критерия, по которому-можно"оценить-начало само.задавливания .сква«ин.для различных НКГ;-'"'*-

2. Методика расчета количества капельной жидкости, выносимой

в счвачшну за счёт обводнения интервала.перфорации с использованием относительных кривых фазовых проницаемостей, определенных для различных типов пород сеномана и распределения типов пород в обводненном интервале конкретной скважины..

3. Технология проведения геолого-технических мероприятий.по
сквакинам, выходящим на капитальный ремонт, заключающаяся в обосно
вании необходимых видов работ (исследований), их последовательнос
ти и взаимосвязи как для скважин, работающих с "пластовой водой",
так и для простаивающих (самозапавливагащихся) скважин.

практическая ценность:

I. Технология реализации перехода на падающую добычу, вклкна-

ющая в себя вицы необходимых работ (исследований), последовав„>ль-ность их проведения, взаимосвязь и взаимообусловленность.

2. Реконструкция системы внутрипромыслового сбора, газа -объёмы переброски газа по сяейфам медду зонами газовых промыслов во времени. Это позволило обеспечить оптимальные режимы работы пластовой системы, докимных компрессорных станций и газовых промыслов.

3. Модернизация технологического оборудования газовых промыслов, позволившая сократить эксплуатационные атраты на обслуживание и потери абсорбента, увеличить эффективность единичной производительности аппаратов.

АПРОБАЦИЯ РАБОМ. Основные результаты работы рассматривались: на заседаниях Центральной и Рабочей комиссий по разработке газовых, газоконденсатних, ^ефтяных месторождений и эксплуатации подземных хранилищ газа'(ПХГ); на заседаниях Центральной комиссии по запасам Мингазпрома и неоднократно на научно-технических советах v РАО "Газпром" и предприятия "Нащымгаэпром".

ЭКОНОМИЧЕСКИЙ ЭФФЕКТ. Суммарный экономический эффект от внедрения на Медвежьем месторождении предложений автора составил.с учетом долевого участия 200 млн. рублей в год в ценах 1994 года.

ПУБЛИКАЦИИ. Результаты исследований автора опубликованы в 28, печатных рлботах, в том числе: монографии (И., ft.yita, 1995 г.); 8-ми научно-техническ'и обзорах; 5-ти статьях в журнале "Газовая промышленность!'; 13 работ опубликованы без соавторов.

ОБЪЕМ И СТРУКТУРА РАНГУ. Диссертационная работа представляется в форме научного доклада, содержит четыре главы , основные выводу и рекомендации. - '

Автор вырезает признательность Р.И.Вяхиреву, В.В.Ремизову, А.И.Гриценко, О.М.Ермилову, благодарит работников РАО "Газпром", предприятия "К:цымгазпром", сотрудников и ученых ВНИИГаза, ЮяНИИ-Гипрогаза, Тюм<:нНИИГипрогаза, ГАНГ им. И.У.Губкина, Уі'НГУ за плодотворное сотрут.чичество и помощь при выполнении работы.

ГЛАВА I. ИССЛЕДОВАНИЕ ХАРАКТЕРНЫХ ОСОБЕННОСТЕЙ РАБОТЫ ЭЛЕМЕНТОВ СЮТ&І ДОБЫЧИ ГАЗА [2, 3, 4, 5,-.'' А.-7, И ].

А чалиэу и обобщению опыта разработки и эксплуатации газовых мес-товокдений Крайнего Севера и, в частности, Медвеяьего посвящено большое количество работ. Значительный вклад в решение проблем, рассмат- . риваемых в диссертации, внесли ученые и практики З.С.Ал'-ёв, К.С.Бас-ниов, С.Н.Бузиков, Р.И.Вяхирев, А.И.Гриценко, П.А.Гереш, О.М.Ермилов, С.Н.Закиров, Г.А.Зотов, Ю.П.Коротаев, В.Н.Иаслов, Р.И.МедведсккЯ,'-Е,И.Нанивский, В.В.Стриж'ов, Р.С.Сулеймгчоз, В.В.Ремизов, А.П.Тешов, А.И.Ширковский, Л.Т.Шмнгля и др.

Двадцатитрохлетний опыт разработки месторождения Мёдвенье вы
двинул необходимость решения проблем, структура которых может быть
представлена в виде "логических цегочек", включающих в себя как объ
ективные, так и субъективные факторы. Проиллюстрируем такую цепочку
в следующей последовательности "геологический фактор * выбранная
технология разработки залета ~ оистема подготовки газа к дальнему
транспорту": '

1. Слабосцементированный продуктивный горизонт - возможность разрушения призабойной зоны.

2. Ускоренное во времени освоение вновь пробуренных скватан -образова'.-ше каверн, песчаных пробок.

3. Некачественный цементе» обсадной колонкл - появление в продукции пластовой вода.

4. Упруговодонапорный режим разработки залежи - обводняющийся слабосцементированный песчаник по своим механичее-им свойствам переходит в разряд рыхлых, т.е. при любой депрессии на пласт происходит разрушение пород пластг.-коллектора и вынос жидкой фазы и мехпримесеи на поверхность.

5. Вынос жидкой фазы и мехпримесеи - разрушение фонтанной арматуры, уменьшение пропускной способности выкидных ликий (слейфов), разрушен-те лопаток турбоагрегатов ДОС, ухудшение условий подготовки

газа к дальнему транспорту.

6. Уменьшение скорости газа и величин рабочих давлений (период падающей добычи) - уменьшение эксплуатационного фонда добывающих ск: джин за счёт эффекта самозадавливания, возможность создания условий для возникновения помп&тшого режима на турбоагрегатах ДКС и т.д.

Таким образом, практика разработки и эксплуатации месторо:«ден:<я Медве-.ье, являющегося аналогом Уренгойского, Лмбургского месторождений, а по отдельным позициям и месторождений полуострова Ямал, ставит следующие задачи:

организация и обеспечение контроля за разработкой месторочще-ния и технического состояния газопромыслового оборудования и объектов добычи газа;

совершенствование технологии и режимов эксплуатации обводняющихся скваяин и всего комплекса методических вопросов, связанных с этим;

- совершенствование системы подготовки газа путем технического перевооружения и модернизации существующего оборудования;

разработка и обоснование шгяенерно-технипэсюк решений, направленных на обеспечение достаточно высоких темпов отбора в период падающей добычи газа;

разработка инженерно-технических решений по компремированию газа на поздней стадии разработки.

^N Отмененное выше мокет быть рассмотрено в качестве технологии реализации перехода на падающую добычу, рис. I.

В последующих главах рассмотрены наиболее существенные, по мнению автора, задачи и дано их решение.

КОНТРОЛЬ ЗА РАЗРАБОТКОЙ И ТЕХНИЧЕСКИ»! СОСТОЯНИЕМ СИСТЕМ И ОБЪЕКТОВ

ОБОСНОВАНИЕ И ПРИНЯТА РЕШЕНИЯ О РАЗРАБОТКЕ И ВНЕДРЕНИИ МЕРОПРИЯТИЯ'

Модернизация

реконструкция и

капитальный

ремонт .

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ' РЕЖИМА ЭКСПЛУАТАЦИИ

УКПГ

ДО

Рис. I. Технология реализации перехода на пацащую добычу газа месторождений Крайнего Севера.

ГЛАВА 2. СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ КОНТРОЛЯ ЗА ТЕХНИЧЕСКИМ СОСТОЯНИЕМ ГАЗОПГОШСЛ0В0ГО ОБОРУДОВАНИЯ, ОБЪЕКТОВ ДОБЫЧИ ГАЗА И ДОБЫВШИЙ ВОЗВДЕНОСТЯШ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН |3, 10, 12, ІЗ, 16/17 18 20, 21, 26, 27j.

Месторождение Медвежье находится в эксплуатации наиболее длительный период и поэтому накопленная информация имеет неоценимое значение для аналогичных месторождений, находящихся в эксплуатации (Уренгойское, Ямбуррокое) ч для вводимых в настоящее время в разработку СЕэваненковское,Ямсовейскоё,Заполярное и .т.д.).

Автор принимал непосредственное участие з постановке, анализе и решении проблем, связанных с получением оперативной информации о технической состоянии скваяин, их прогнозных и текущих ДОбыВЧЫХ возможностях промнслозо-геофизическими и гидродинамическими методами, объектов добычи газа; в частности, установок комплексно* подготовки газа (УКІГ), газосборных сетей (шлейфов), путем организации и проведения режимных термометрических и газодинамических исследований.

Под руководством автора проведены, комплексные гидрогазодина-мические v промыслово-геофизическиэ исследования более 50 % эксплуатационного фонда скзахин, термогаэодинамические исследования шлейфов (более 25 % общей протяженности), продолжительные,-в тече- ' ниє 4-8 лет термометрические наблюдения за температурным режимом работы основания и фундаментов основных объектов газодобычи месторождения УКПГ и дкс.

Методики обработки данных и технологии прозедения исследований, разрабогя; ше лично автором или при его непосредственном участии , позэоля н:

- установ іть техническое состояние подземной части скзахин,

те.чу.цее положение ГЕН и і:а этой основе осуществить планирована і

':;>.'-прилтич лд издекеніта ;»гримов работи или капитальному ремонту;

т произвести расчет количества выносимой пластовой воды, поступающей в скважину, каи з~ счёт .негерметичности цементного кодь-,ца, так и за счёт" подтягивания подошвенной воды к нижним отверстиям интервала перфорации, и определять наивыгоднейший, с точки эпэ-чия взноса воды и механических примесей, технологический режим работы эксплуатации иных скважин;

на основе прослеживания динамики приведенного коэффициента гидравлического сопротивления и снижения температуры потока по длине конкретного шлейфа судить о степени его загрязнения или наличии большого 'количества водь; v механических примесей в потоке газа; .

обобщить данные по тепловым нтрузкам на фундаменты и основания наиболее важных объектов месторождения-УЮТ и ДИС и зьгдать рекомендации по технологии их строительства, реконструкции или модернизации, режиму эксплуатации с целью повышения степени их надежности.

Решение перечисленных проблем является важным этапом повышения эффективности і: надежности работы систем газодобычи.

ГЛАВА 3. СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ И РЕЖИМОВ ЭКСПЛУАТАЦИИ ОБВОДНШЩИХСЯ СКЗ.'ЖИН С - УЧ2Т0М ЭЙШТА ИХ САНОЗАДАВЛШАЧШ . -." {4, 5, б, 7, 8, II, 12, 22, 25]

Регулярные промыслово-геофизическиг исследования, проводимые в наблюдательных и эксплуатационных скважинах,^свидетельствуют о неравномерном и довольно активном характере подъема газоводяного контакта (ГВК) в различных частях месторождения. Максимальное значение подъема ГВК отмечено на Южном куполе в наблюдательных скважинах № 51 и \> 67 и составляет 37,2 м и 65,8 м' соответственно. В центральной части месторождения зарегистрировано подтягивание вод на 20-4У \т, в северной - 30 м. Неравномерное продвижение пластовых

вод связано со сложным геологическим строением месторождения и отражает неравномерность выработки различных его частей.

Промыслово-геофизкческими исследованиями эксплуатационных скважин установлено, что основными причинами появления пластовой воды в продукции являются подъем плоскости ТВК к нижним отверстиям интервала перфорации и некачественное цементирование колонн.

С целью прогнозирования были дрове,,эш расчеты на перспективу по оценке объемов попутно добиваемой пластовой воды. Автором предложена методика расчета количества капельной .їсидкости, выносимой в скватану за счёт обводнену-я интервала перфорации. При этом использовались кривые относительных фазовых проницаемостей для песчаных коллекторов сеномана (рис. 2) и средние показатели ко-лекторских свойств исследованных образцов сеномана (табл. I). Отдельно учитывалось поступление воды в скважину за счёт обводнения интервала перфорации и вызванное негерметичностью цементного кольца. В расчетах предполагалось, что вся поступающая в скважину вода выносится потоком газа на поверхность. Результаты расчета представлены в таблице 2. В числителе указано количество воды, поступающей из-?а негерметичности цементного кольца, а в знаменателе - за счёт подтягивания конусов подошвенной вода к нижним отверстиям интервала перфорации. Как видно из таблицы 2,. основные объемы попутно добываемой воды в ближайшей перспективе связаны с неудовлетворительным техническим состоянием подземной части скважин. Поэтому на месторождении необходимо провести piх мероприятий, направленных н повышение степени герметичности цементного кольца в приэабойн'ой зоне сква-ош. Особенно это касается сквакин ГП-4-9.

Наличие воды в потоке газа увеличивает противодавление на пласт и, тем самым, снихазг дебит скважин. Если количество посту-па.эцей в скважину роды превысит некоторое критическое значение, то мо_лет произойти самозадавливание скваяины. Вынос воды с забоя скважины зависит от её дебита по газу и воде, яібойноґ*; '>'- устьевого

>lioo

4^ -II

80 S_bt

Рио. 2, Кривые относительных фазовых проницає-мостей для песчаных коллекторов сено-мана (по Шишигину С.И., ЗапСибНИГНИ).

5₆ - водонасыщенность; «Гтн- относительная проницаемость

по газу;' К*ти ~ относительная проницаемость по воде; I-V -классы коллекторов,

Таблица I.

Средние показатели коллекторских свойств исследованных образцов сеномака (по Басниеву К.С., МИНГ им. И.М.Губкина)

Таблица 2 Прогноз выноса пластовой воды по ҐП месторождения Медвежье- (м^э/сут)

ГП 1 І99бг. I 1997 г.! 1993г. 1 1999г. I 2000 г.

ГП ! 1996 г.! 1997 г. 1 1998 г. I 1999 г. 1 2000 г.

. Таблица 5.

Прогноз среднесуточной производительности по месторождению Медвежье, тыс. .н.м.³/сут.

Вид расчета ! І99бг. I 1997 г.! 1998 г.! 1999г. ! 2000 г.

Без учета эффекта 164540 150560 137040 І25І25 ІІ2480 "самоэадавливания".

С учетом эффекта 138300 125430 ІГ2500 І0І365 ^0790

"самозадавливания".

rt

давлений, а следовательно, от скорости потока газа в лифтовых трубах (НКТ). Поэтому »во(годймо правильно обосновывать технологический режим работы обводнившихся скважин.

Ник j приведены используемые автором критерии оценки условий самозадавливания скважин.

. Критерий Уоллиса:

Ъ г

_с=

1/г

J*

Ч. і

и ж

Гот

_gu(j>x-M

'/*>

(О

Критерий Сорокина:

(2)

Критерий Безродного;

W

(б'^ГрЖ-рг)^ '

(з)

F=0,9B^24Fxb;¹ при fxb*

Я = ((7+0,06 ^)4^0 при ftV>i,5

,- -і

_{-#М|о**>/Л}

Критерий Точигина

d- диа'летр НКГ, м;

іГ_г - скорость газа, м/сек.;

tfju- скорость жидкости, м/сек;

р_г - плотность газа, кг/'м³;

л - плотность жидкости, кг/м³;

g- - поверхностное натяжение жидкости, н/м;

₀ - ускорение свободного падения, м/сек .

Перечисленные параметры связаны с используемыми в практике соотношениями:.

if Qo^^-Qp'^

^Ur~ P-d² .

goiWui-Qr^^O"⁶

P_:d²

p= 0,6766 P/z.

где:

Q - дебит газа, тыс. и^э/сут;

u5 ~ водный Фактор, сл³/тыс. м^э; Р - давлен;:*? газа, ата; 2 - коэИшыйнт сверхсчитаемости газа.

В таблице 3 для наиболее характерных сквашн с использове шем фактических данных гри-едены расчетные значения дебитов, нияе которых происходит "самозадавливание", т.е. жицкост. не выносится и

скапливается в забое.

Таблица 3.

Расчетные критические дебиты обводнившихся скважин местородцения Медвехье

)Ь скв.ГР^ ! V J ^ _кр ! Водный фактор!Диаметр НКГ,

! МПа J Ш !. тыс. м³/сут.! см³/ м^а ! мм

Критические дебиты определялись по критериям Уоллиса, Сорокина, Безродного и Точигина. Статистическая обработка промысловых исследований 57 обводнившихся скваїсин показала, что для сква*ин с НКГ диаметром 4 дюйма определение критического дебита предпочтительнее осуществлять по критерию Уоллиса, для скважин с 5-ти дюймовыми НКТ - по критериям Сорокина и Точигиа, а для лифтовых труб диаметром 6 дюймов - по критерию Безродного.

Как отмечалось выше, скорость газа в НКГ, обеспечивающая вынос жидкости с забоя скваяины, зависит от у:тьевого и забойного давлений. При существующей системе сбора, кслда две и более скважины работают в общий шлейф, обеспечит; требуемый технологический реяим для устьевого'давления не представляется возможным из-за их интерференции по шлейфам. В таблице 4 представлен прогноз самозадав-ливаащихся сквазин по месторождению Медвежье, в таблице 5 - среднесуточная производительность по месторо.чщению %двекье с учетом эффекта самозадавливания скважин.

Как показали расчеты, только по этой причине, т.е. из-за са-мозадавливачия сквахин, суммарное снижение суточной производитель-носг.! по месторождению мо:«ет достигать 15-20 %.

і?

СИСТЕМЫ ПОДГОТОВКИ ГАЗА И ДОЖИШОГОКОИШЕКСА [ІО, ІЗ, 14, 15, 19, 25]

За 23-летний период эксплуатации значительная часть системы подготовки газа или исчерпала свой ресурс или же технически устарела,- Некоторая часть оборудования не используется иэ-за изменившихся условий добычи газа (температура, давление, расход). В связи с этим Надымгазпромом совместно- с ЮлНИИГипрогазои и ЦКБН было проведено, обследование системы и технологии подготовки газа на месторождении Медвежье. Результаты обследования положены в основу разработки технологического регламента к ТЭО техперевпруженил на период падающей добычи. Как на стадии обследования и разработки регламента, так и при внедрении рекомендаций автор принимал непосредственное участие при выполнении этих видов работ.

К настоящьму времени завершаются работы по модернизации.системы сепарации газа, поскольку проектный вар: ант не обеспечивает требуемые степени очистки (замечены эррозия и отj.лкение-солей на рабочих колесах нагьетагеяей , повышенная нагрузка на установки осушки газа). Признано целесообразным для отдельных ГП переход на 2-ступекчатую сепарацию газа. Так, например, пылеуловители переобвязаны по 2-ступенчатой схеме очистки на ГП-І и 3. К^о-.э того, произведено оснащение пылеуловителей фильтропатронами на ГП-І, 3. Осуществлена модернизация сепараторов на ГП-2, 7, 8 и 9 путем демонтажа внутренних элементов и установки новых (сепареционные тарелки с центробежными элементами Макроносова, мультикассетные насадки, сливные трубки и т.п.). Разработка и внедрение перечисленных выше технических решений ocyt эстолялись под непосредственным руководством автора и показали их достаточно выоокуга эффективность.

Опыт эксплуатации показал, что надежная работа газопроводов обеспечивается при подаче теплого газа о температурой 2Г;'"3, поэто-

му аппараты воздушного охлаждения (АБО) на УКПГ-4-9 из технологической цепочки можно исключить. В то же время АБО на ДКС обеспечивают относительно стабильные условия эксплуатации в течение всего года, но в экстремальных условиях при сильных морозах или в летний период при температуре выше 20С эффективность работы снижается, а поэтому нуждается в усовершенствовании.

Анализ работы установок абсорбционной осушки газа, проведенный іїадьімгазпромом совместно с ВНИИГазом и ТюменНИТГипрогазом, показал их высокую эффективность, но в связи с изменившимися условиями эксплуатации на месторождении ведутся работы по их модернизации. В частности, на ГП-2, 7, 8 и 9 в абсорберах А-І демонтирована часть тарелок, подача РДЭГа осуществляется на 13 или 14 тарелки, установлены дополнительные фильтропатроны, сепарационные секции оснащены сепарационныии элементами Гухмана; массообменная - насыпными насадками (седла Инталокса). Одновременно на этих же ГП осуществлялось переоборудование и модернизация установок регенерации ДЭГа. Были демонтированы часть тарелок и смонтированы новые, уста-новлены фильтропатроны или вместо них засыпаны кольца Рашега.

Реализация всех вышеперечисленных инженерно-технических решений показывает их высокую эффективность и позвбляет повысить надежность и маневренность установок подготовки газа, повысить качество подготовки газа и упростить условия эксплуатации.

Накопленный опыт совершенствования технологической схемы под
готовки газа может быть использован на других месторождениях Край
него Севера. . ,

Важным этапом техперевооружения является совершенствование -.ущестаующей системы компреМирования. Необходимо отметить, что ізїи работы начаты практически с момента ввода ДКС-2, первой на месторождении, в ^т979 г. В начальный период они заключались в основном в перераспределении газовых поток з с целью оптимизации яагрузки УКПГ и ДКС. К настоящему времени эти возможности весьма

ті)

ограничены и ведутся поиски альтернативных путей повышения эффективности работы дожимного комплекса. .

Проектом обустройства предусматривалось наращивание мощностей
ДКС путем установки дополнительно от 3 до б агрегатов, в за-

висимости от уровня падения устьевых давлений. Однако накопленный опыт эксплуатации и расчеты показали, что наиболее оптимальным является строительство централизованной ДКС в п. Пангоды с двумя компрессорными цехами с агрегатами ГЩ-Ц-І6 по 10 штук в каждом. По этому варианту приведение затраты на І9.9 % ниже, чем по другим вариантам.

О целью оптимизации загрузки мощностей ДКС УКПГ и ОДКС в период падающей добычи были проведены расчеты на перспективу. Рае четы показали^-; что проектный отбор газа в ближайшее время может быть обеспечен лишь вводом 11-оЙ очереди ЦЦКС с 10-й агрегатами ГПА- Ц-І6 156-1,44, при этом давление в межпромысловом коллекторе (МПК) может быть снижено до 3,43-2,06 МПа.

Для эффективной загрузки ГПА в этом случае необходимо произвести переоснастку центробежных нагнетателей сменными проточными частями на ДКС-4, 6, 7 в 1995 году, ДКС-5 - в 1996 году, ДКС-9 -в 1997 г. и на ЦЦКС - в І993 г. Кроме' того, к 2004 г. потребуется переобвязка ГПА ЦЦКС для работы в 3 ступени сжатия, Учитывая существующую разницу в значениях устьевого давления по скважинам УКПГ-5, 6, 7 и остальным, ..зобенно после 2000 г., целесообразным является раздельный транспорт по ниткам МПК низконапорного газа с этих УКПГ на ЦЦКС с дожатием его 1-2 агрегатами и подачей в общий поток.

Автором рассматривались также возможности модернизации парса ГПА применительно к все более усложняющимся условиям эксплуатации (низкий уровень добычи газа и высокий темп его снижения,-наличие в потоке газ;; воды и Mo;:r;»:weceu, низкое давление на приеме ДКС и необходимое^ ічісокой (а<; 10) степени сжатия). Анализ технических

характеристик ГПА с различными типами компрессоров показал, что отдать предпочтение сж'щует винтовым компрессорным агрегатам, гінеє не применявшимся в отечественной газовой промышленности. Они имеют в^окую степень сжатия (до 3 в одной ступени), равномерную подичу, способность компремировать загрязненные газ^-:, возможность регулирования производительности независимо от степени повышения давления и надежны в эксплуатации. Технико-экономические расчеты по комтгремированию газа ГП-6 (наихудшие условия среди есєх ГП) показали экономическую целесообразное* ь рассмотрения такой модернизации. При этом, согласно расчетам снижаются себестоимость компре-мирозания, расход топливного газа, улудшаются другие экономические показатели к при этом сохранятся достаточно высокие объемы ком-премирования газа и степени csavm. На осноеє тгроведенных расчетов предлагается рассмотреть воггюс об установке на ДКС-6 к 1998 т. одной винтовой машины (ВКІ&) одноступенчатого сжатия-, а к 2003 'г. -двух (параллельно) двухступе.иатого сжатия типа SCUtc - завод изготовитель фирма МАМ &НН (Германия).^: Это позволит обеспечить суточные отборы газа 8,7 млн. м³/сут., стілень сжатия - 3,023 в 2001 г.; 3,35 млн. м³/сут. _и степень сжатия 10,03 г 2003 г,-

Реализация предлагаемых решений даст возможность накопить опыт по совершенствованию системы комлремщования газа и разработать рекомендации к его распространения на других месторождениях Крайнего Севера.