Содержание к диссертации
Введение
1. Обзор предыдущих исследований в области разработки месторождений и эксплуатации промыслов 9
1.1 Проблемы разработки нефтяных и газовых месторождений и эксплуатации скважин 9
1.2 Проблемы подготовки газа к дальнему транспорту 15
1.2.1 Адсорбционная осушка газа 19
1.2.2 Абсорбционная осушка газа 22
1.3 Основные выводы по первому разделу 23
2. Особенности разработки месторождения медвежье 25
2.1. Геолого-промысловые особенности газовой залежи и их влияние на процесс разработки 25
2.2. История проектирования разработки месторождения 29
2.3. Уточнение начальных, текущих и дренируемых запасов газа 35
2.4. Анализ эффективности проектных решений по разработке месторождения 39
2.5. Выводы по разделу 2 4
3. Анализ технологических показателей разработки залежи и режимов работы промыслового оборудования 49
3.1. Анализ продуктивности эксплуатационных скважин 49
3.2 Анализ распределения пластового давления по площади и разрезу 51
3.3 Анализ обводнения залежи и скважин 55
3.4 Выводы по разделу 3 59
4. Теоретическое и экспериментальное исследование системы компремирования газа на медвежьем месторождении 61
4.1 Анализ методов снижения отрицательного влияния рециркуляции воздуха на тепловые параметры АВО 61
4.1.1. Анализ возможностей автономного по участкам регулирования 63
4.1.2. Анализ возможностей автономного двухучасткового регулирования 67
4.1.3 Сопоставление различных способов обеспечения надежности эксплуатации АВО 69
4.2 Результаты испытаний опытного образца АВО газа с внешней рециркуляцией воздуха 75
4.2.1 Постановка задач испытаний по «программе минимум» 75
4.2.2 Результаты испытаний в летний период эксплуатации... 76
4.2.3 Результаты испытаний в осенне-зимний период эксплуатации. 79
4.2.4 Анализ и организация двухступенчатого охлаждения газа режимах автоматического регулирования (практические рекомендации) 85
4.3 Выводы по разделу 4 98
5. Анализ эффективности работы систем сбора подготовки газа и разработка предложений по их. совершенствованию 101
5.1 Система сбора газа 101
5.1.1 Общая характеристика системы сбора 101
5.1.2 Анализ гидравлического и температурного режимов работы систем сбора-газа 102
5.2 Система промысловой подготовки газа 110
5.3 Дожимной комплекс 118
5.4 Научно-технические решения по реконструкции промысловых.объектов добычи газа 125
5.4.1 Оснащение скважин системами телеметрии и телемеханики 125
5.4.2 Система промыслового сбора газа 127
5.4.3 Оборудование устройств для пуска-приема очистных поршней 129
5.4.4 Оборудование метанольных установок 129
5.4.5 Решения по объединению газовых промыслов 131
5.4.6 Установки осушки газа 133
5.4.7 Реконструкция дожимного комплекса 137
5.5 Предложения по ликвидации выведенных из эксплуатации объектов добычи, сбора и подготовки газа 139
5.6 Основные выводы и предложения 140
Основные выводы и рекомендации 143
Список использованных источников 145
- Проблемы разработки нефтяных и газовых месторождений и эксплуатации скважин
- Геолого-промысловые особенности газовой залежи и их влияние на процесс разработки
- Анализ распределения пластового давления по площади и разрезу
- Анализ возможностей автономного по участкам регулирования
Введение к работе
Актуальность проблемы
В Западною Сибири, добывается 70 % российской нефти и 91 % российского газа. Премьер-министром РФ В.В. Путиным поставлена, задача в ближайшее десятилетие увеличить годовую добычу газа в 1,5 раза!и довести ее до 1 трлн. кубометров. Важная- роль в. решении этой проблемы» отводится^ сеноманскому газу, ресурсы которого достаточно велики. В настоящее время добыча газа из сеноманских залежей составляет около 80 % в балансе общероссийской добычи. Районы газодобычи достаточно развиты в социальном и экономическом отношении, и, следовательно, имеют приоритет освоения [54. 55. 56].
Для поддержания должных уровней добычи газа из месторождений, находящихся на поздней стадии разработки, а также принятия эффективных мер по использованию остающегося в них низконапорного газа, необходимы новые научно-технические и технологические решения. В таких условиях требуется комплексный подход к управлению разработкой месторождений на базе внедрения инновационных решений, проведения своевременной модернизации и технического перевооружения промыслов, оптимизации. режимов работы промыслового оборудования. Успешным примером реализации комплексного подхода к проблемам разработки является Медвежье месторождение. ООО «Газпром добыча Надым» осуществляет здесь добычу газа начиная с 1972 г. До последнего времени эксплуатация залежи осуществлялась согласно «Проекта доразработки сеноманской газовой залежи Медвежьего газоконденсатного месторождения на заключительной стадии эксплуатации», выполненного ООО «ТюменНИИгипрогаз» в 2005г. В конце 2010 г. при непосредственном участии автора выполнен новый проектный документ, в котором основной упор сделан на модернизацию промыслового оборудования с учетом существующих реалий разработки месторождения и эксплуатации промыслов.
Основными проблемами на месторождениях, находящихся на завершающем этапе разработки, являются: снижение добывных возможностей пласта и продуктивностей скважин; обводнение залежей и интенсивные водо- и пескопроявления при работе скважин; физический и моральный износ промыслового оборудования, требующий постоянного обновления и соответственно значительных объемов капитальных вложений в реконструкцию и техническое перевооружение объектов.
Актуальность проблемы добычи газа в условиях истощенных залежей заключается в необходимости создания новых технических средств и выработки технологических решений, направленных на достижение максимальной текущей и конечной газоотдачи при сохранении уровня рентабельного производства.
В приведенном ниже исследовании обобщен сорокалетний опыт разработки сеноманской газовой залежи Медвежьего месторождения, предложены новые научные и технические решения, направленные на интенсификацию добычи газа, повышение эффективности и качества подготовки углеводородного сырья.
Цель работы
Повышение газоотдачи продуктивных пластов при эксплуатации истощенных газовых месторождений, за счет совершенствования технико-технологических решений по добыче газа.
Основные задачи исследований
Анализ проблем повышения газоотдачи пластов на уникальных по запасам месторождениях с учетом геолого-промысловых особенностей, степени выработки запасов, гидродинамического состояния залежей и режимов работы промыслового оборудования.
Разработка методов увеличения текущей и конечной газоотдачи залежей с учетом особенностей освоения и эксплуатации высокопродуктивных залежей на примере Медвежьего месторождения.
Теоретические исследования и экспериментальное подтверждение методов расчета аппаратов> воздушного' охлаждения (АВО), как одного из важнейших элементов эффективной системы добычи газа.
4. Апробация способов, видов и объектов модернизации- газовых промыслов в условиях истощения запасов и падающей добычи.
Научная новизна
Научно обоснованы условия,, обеспечивающие эффективную добычу газа в условиях разработки истощенных сеноманских залежей севера Западной Сибири, заключающиеся в- эффективном контроле за изменением основных параметров разработки, оптимизации режимов работы скважин и другого промыслового оборудования, своевременной модернизации элементов системы добычи газа.
Теоретически обоснованы. новые принципы рациональной доразработки крупных газовых залежей, заключающиеся в минимизации потерь пластовой энергии за счет нерациональных перетоков газа, предотвращении преждевременного обводнения продуктивных пластов, оптимизации работы системы «пласт - скважина - газосборные сети -подготовка и компремирование газа».
Разработаны новые методы расчета эффективности работы аппаратов воздушного охлаждения и предложены алгоритмы управления режимами работы АВО, позволяющие обеспечить эффективное компремирование газа при минимальных энергетических затратах.
Практическая ценность и реализация работы
Автором предложены и внедрены новые научно-технические решения по реконструкции систем сбора газа с целью перераспределения отборов по площади и повышения коэффициента газоотдачи путем оптимизации работы обводняющихся скважин.
Проведенные исследования позволили решить следующие технологические и технико-экономические задачи: сократить на 1-2 % потери пластовой энергии при разработке крупных газовых месторождений за счет перераспределения уровней добычи между эксплуатационными участками; обеспечить минимальное выбытие скважин из эксплуатации* по причинам их низкойїпродуктивности и обводнения; осуществить ряд мероприятий по реконструкции промыслового* оборудования, обеспечивающих выполнение плановых заданий по добыче*газа (объединение систем подготовки газа, перераспределение потоков в системе сбора, автоматизация работы скважин и др.)', усовершенствовать, схему функционирования аппаратов воздушного охлаждения в жестких условиях компремирования, что позволило уменьшить затраты энергии на 14-15 %; сократить на 5-10 % потери давления в системе внутрипромыслового транспорта газа.
Основные результаты работы вошли в технологические регламенты по эксплуатации скважин, УКПГ, газосборных коллекторов и шлейфов, а также в проектные документы по разработке Медвежьего, Юбилейного и Ямсовейского. месторождений и в технический проект реконструкции газовых промыслов Медвежьего месторождения.
Область исследований включает совершенствование методов прогнозирования и регулирования разработки газовых месторождений и эксплуатации промысловых объектов в единой системе «пласт-скважина-газосборные сети-подготовка и транспорт газа».
Указанная область исследования соответствует паспорту специальности 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений, а именно по пункту 2: «Геолого-физические и физико-химические процессы, протекающие в пластовых резервуарах и окружающей геологической среде при извлечении из недр нефти и газа известными и создаваемыми вновь технологиями и техническими средствами для создания научных основ эффективных систем разработки месторождений углеводородов и функционирования подземных хранилищ газа» и по пункту 4: «Технологии и технические средства добычи и подготовки скважинной продукции, диагностика оборудования и промысловых сооружений, обеспечивающих добычу, сбор и промысловую подготовку нефти и газа к транспорту, на базе разработки научных основ ресурсосбережения и комплексного использования пластовой энергии и компонентов осваиваемых минеральных ресурсов».
За помощь и поддержку при подготовке диссертации автор признателен А.Г. Ананенкову, О.Е. Аксютину, В.В. Черепанову, Н.А. Гафарову, С.Н. Меньшикову, О.М. Ермилову, А.Н. Лапердину.
Проблемы разработки нефтяных и газовых месторождений и эксплуатации скважин
По мнению одного из крупнейших ученых в области разработки месторождений углеводородного сырья С.Н. Закирова [33], под рациональной системой разработки месторождения понимается такая система, которая запроектирована и выполняется на современной научно-технической и методологической основе и реализуется на принципах получения максимальной доходности, обеспечения наименьшего ущерба недрам, окружающей среде, при условиях неукоснительного соблюдения действующего законодательства:
В разные годы, проблемами рациональной разработки месторождений нефти и газа, занимались такие известные ученые, как, З.С. Алиев [1, 27], К.С. Басниев [5], Л.Ф. Дементьев [23, 24, 25], А.Н. Дмитриевский, О.М. Ермилов [28, 29, 30], С.Н. Закиров [31, 32 33], Г.А. Зотов [34], Ю.П. Желтов, Ю.П. Коротаев [39], P.M. Кондрат, Е.М. Нанивский, А.Х. Мирзаджанзиде [67], P.M. Тер-Саркисов [88], А.П. Телков [87], П.Т. Шмыгля, В.Н. Щелкачев и др.
Разработка крупных газовых месторождений севера Западной Сибири в настоящее время связана с рядом особенностей. К ним относятся: поэтапный ввод в эксплуатацию отдельных участков, значительная степень истощения запасов газа на многих месторождениях, активное внедрение пластовых вод и связанная с этим обводненность продуктивных пластов и добывающих скважин, большой фонд бездействующих скважин, увеличение числа капитальных ремонтов и другие факторы [26, 45, 46, 49, 51]. Эксплуатация! залежей сопроождается моральным и физическим износом промыслового оборудования. Проблемами стадийности обустройства и разработки месторождений углеводородного сырья в свое время занимались А.П. Крылов [41, 42], С.Н. Закиров [32], Согласно их предложениям скважины первой очереди бурятся по разряженной сетке для доизучения геологического строения пласта и определения их коллекторских свойств по площади И разрезу. Скважины второй очереди размещаются в наименее дренируемых, проблемных зонах пласта, что позволяет сохранять или наращивать темпы добычи углеводородного сырья, повышать нефте- и газоотдачу. Аналогичные выводы получены в работах [43, 69, 71, 80, 81, 82, 83], где показана целесообразность использования этапа опытно-промышленной эксплуатации (ОПЭ) залежи при освоении месторождений севера Западной Сибири. Применительно к крупнейшему Медвежьему газовому месторождению этот принцип реализован в полной мере. Если первым проектным документом (1971г.) предусматривалось бурение 280 скважин, то фактический фонд добывающих скважин на сегодняшний день превышает ранее принятый почти в 2 раза, не смотря на то, что часть скважин находится в бездействии по геолого-техническим причинам [47, 48]. Дополнительное бурение позволило задренировать новые участки залежи (УКПГ — 8а), увеличить объемы добычи газа на УКПГ-1,4, 9, обеспечить оптимальные технологические режимы работы скважин. Следует однако подчеркнуть, что для недропользователя расширение эксплуатационного поля явилось вынужденным решением, связанным с недоизученностью залежи, и недостатком финансирования на ранней стадии разработки.
Характерными особенностями освоения газовых месторождений на севере Западной Сибири являются центрально — групповая схема размещения скважин в присводовой части структуры и дифференцированная схема вскрытия продуктивных отложений [68]. Конкретные вопросы отработки запасов газа по площади и разрезу освещены в работвх Г.И. Облекова [69], О.М. Ермилова [75] и др. С одной стороны такие технические решения положительно сказываются на технико-экономических показателях работы промыслов и на экологической обстановке в районе работ, с другой, - они приводят к формированию локальных депрессионных воронок, затрудняют контроль за разработкой, уменьшают степень дренирования залежи по разрезу. Проблема усугубляется еще и тем, что в последнее время подавляющее большинство скважин бурится наклонно-направленным способом, что предопределяет повышенные требования к качеству проводки и цементирования скважин.
Н.И. Дубиной в 1999-2002гг. получены принципиально новые зависимости для определения усредненных коэффициентов проницаемости по напластованию и в крест напластования коллекторов водоплавающих залежей [26]. На основе выведенных формул для расчета распределения давления газа в неразбуренных крыльевых зонах месторождения массивного типа и аппроксимации прогнозных объемов внедрения подошвенных вод экспоненциальной функцией, им получено приближенное эмпирическое выражение для оценки продвижения текущего контура газоносности водоплавающей залежи в процессе ее разработки для сеноманских залежей.
По мнению С.А. Кирсанова [38] основной принцип регулирования разработки месторождения - условие достижения минимума непроизводительных потерь давления в системе "пласт скважина - газосборные сети (шлейфы) - УКПГ". Это позволяет продлить период бескомпрессорной эксплуатации (или снизить темп увеличения мощностей существующих дожимных компрессорных станций). Для газоконденсатного месторождения увеличивается время эффективной эксплуатации установок низкотемпературной сепарации без источников искусственного холода. Рассматриваемая задача сводится к определению таких дебитов скважин, которые находились бы в пределах допустимых значений и обеспечивали плановые отборы газа в течение планируемого периода при минимальных потерях давления на пути от пласта до входа в коллектор сырого газа. При математической постановке сформулированной задачи необходимо учитывать ряд ограничений технологического характера: ограничения по
пропускной способности оборудования скважин и системы газосбора; ограничения, вызванные возможностью разрушения призабойной зоны пласта (например допустимый дебит и депрессия на пласт); ограничения, вызванные возможностью подтягивания конуса подошвенной воды- (безводный дебит); ограничения, обусловленные возможностью гидратообразования в скважинах и шлейфах (минимально допустимый дебит); ограничения технического характера, связанные с давлениями во входном коллекторе УКПГ (максимальное по- соображениям безопасности, минимальное исходя из возможностей компрессорных агрегатов).
Типовая схема обустройства газовых месторождений Ямало-Ненецкого автономного округа (ЯНАО) предусматривает их разбивку на несколько эксплуатационных зон (по числу УКПГ) [43, 48, 51, 55]. Площадь и запасы газа этих зон различны, поэтому в процессе управления разработкой важно таким образом распределить отбор между скважинами эксплуатационного фонда, чтобы обеспечить не только, минимизацию потерь пластовой энергии, но и равномерность выработки запасов по площади.
В основу приведенной постановки С.А. Кирсановым [38] положен принцип минимизации потерь давления в системе "пласт-скважина - газосборные сети (шлейфы) - УКПГ". В данном случае не придается существенного значения относительному распределению потерь между элементами системы, поскольку это не влияет прямо на величину капитальных затрат и текущие объемы отбора газа. Тем не менее, при поэтапном вводе залежи в разработку, который характерен формированием мощных депрессионных воронок, доля пластовых потерь энергии увеличивается за счет межзонных перетоков газа. Кроме того, возникает вероятность преждевременного обводнения [53].
Геолого-промысловые особенности газовой залежи и их влияние на процесс разработки
Разработка- крупных газовых месторождений на. севере Западной Сибири в, настоящее время связана с-рядом особенностей. К ним относятся: поэтапный ввод в эксплуатацию, отдельных участков, значительная степень истощения запасов газа на многих месторождениях, активное внедрение пластовых вод и связанная с этим обводненность продуктивных пластов и добывающих скважин, большой фонд бездействующих скважин, увеличение числа капитальных ремонтов и другие факторы.
Одним из основных принципов регулирования разработки месторождения является условие достижения минимума непроизводительных потерь давления в системе "пласт - скважина - газосборные сети (шлейфы) - УКПГ". 4. В практике разработки месторождений и подготовки природного газа и конденсата используются три основных способа осушки: низкотемпературная сепарация, адсорбция и абсорбция. Выбор технологии и оборудования для обработки газа обусловлен точкой росы, объемами обрабатываемого- газа, а также необходимостью перехода на индустриальные методы строительства УКПГ с тем, чтобы сократить срок их сооружения. 5. Качество подготовки газа к дальнему транспорту напрямую зависит от проектного и фактического состояния разработки и эксплуатации месторождения. 6. На заключительной стадии разработки основными проблемами в работе УКПГ являются увеличение удельного влагосодержания газа и суммарной нагрузки по влаге на установке, повышение массовой и линейной скоростей в аппаратах, линейных скоростей и гидравлических сопротивлений в схемах регенерации (адсорбция) и другие проблемы, возникающие в связи с падением давления и повышением температуры газа при4 вводе ДКС перед установками подготовки газа. Особенности, геологического строения, закономерности изменения фильтрационно-емкостных свойств, активность водонапорного бассейна и другие геолого-промысловые факторы определяют эффективность технико-технологических решений по разработке месторождений. Рассмотрим характерные геолого-промысловые особенности сеноманских газовых залежей на примере Медвежьего месторождения [54, 55, 78, 79].
Эксплуатационное бурение на месторождении начато в 1971 году. В 1972 г. сеноманская газовая залежь месторождения введена в промышленную эксплуатацию. В 1987 г. с учетом данных эксплуатационного бурения запасы газа переутверждены.в объеме 2200 млрд.м , т.е. увеличились на 42 %.
Уточнение структурной поверхности пласта ПКі в результате эксплуатационного бурения привело к сокращению! общих и эффективных газонасыщенных толщин» не только в межсводовых и боковых прогибах, но и в сводовой части структуры, в зоне расположения эксплуатационных скважин, что потребовало корректировки проектных решений.
По кровле сеноманских отложений Медвежий вал и Ныдинское куполовидное поднятие оконтуриваются изогипсой минус 1150 м, при этом их общая длина достигает 120 км, ширина достигает 26 км. Амплитуда Медвежьего вала равна 175 м, а Ныдинского поднятия 125 м. Восточное крыло их крутое (до 2) по сравнению с западным (0 30 )- Медвежий вал осложнен тремя поднятиями: северным, центральным и южным.
Геологический разрез месторождения представлен преимущественно песчано-глинистыми отложениями мезозойско-кайнозойского осадочного чехла и метаморфизованными породами палеозойского фундамента. Нижнемеловые и частично юрские отложения вскрыты только в разрезах 12 разведочных скважин до максимальной глубины 4024 м. Отложения палеозоя вскрыты на глубине 4450 м.
Данные эксплуатационного бурения. (1970-1980гг.) позволили существенно уточнить строение и параметры залежні С учетомшовых данных структурная поверхность по кровле сеноманской, продуктивной толщи по своей, конфигурации оказалась сложней, чем представлялось ранее: В пределах. сводовой части выявились более мелкие структурные формы: купола (размером от 1 до 4 км) и разделяющие их прогибы. Крыльевые зоны оказались нарушены «заливами», направленными к оси поднятия. Особенно это характерно для восточного, более крутого склона складки (рисунок 2.1).
Осложнения структурной поверхности привели к сокращению площади газоносности и уменьшению эффективных газонасыщенных толщин не только на межсводовых и боковых прогибах, но и в зонах расположения эксплуатационных скважин.
Важной составляющей эффективного- управления разработкой залежи является контроль и регулирование обводнения залежи, участков; отдельных скважин, которое, в свою очередь, зависит от активности водонапорного бассейна. В разрезе осадочного чехла вскрыты два мощных водонапорных комплекса: верхневаланжин-барремский и апт-сеноманский перекрытые регионально-выдержанным турон-палеогеновым водоупором толщиной до 670м, над которым залегает олигоцен-четвертичный водоносный горизонт. Практический и научный интерес представляет апт-сеноманский комплекс, толщина которого на месторождении изменяется от 1513 до 1660 м. Результаты определений по керну свидетельствуют, что водонасыщенные коллекторы, также как и газонасыщенные, характеризуются высокими фильтрационно-емкостными свойствами: пористость достигает 36,6%, проницаемость до 2,1 мкм .
Анализ распределения пластового давления по площади и разрезу
Ввод; новых мощностей обоснованный? в ежегодном анализе: текущего состояния І разработки, позволил пересмотреть добывные возможности/ сеноманской залежи в сторону увеличения.
С целью реализации мероприятия по совершенствованию разработки и повышения надежности принимаемых решений было предусмотрено перераспределение объемов годовой добычи между южной (УКПГ-1-4) и центральной (УКПГ- 5 - 8) зонам, бурение 30 дополнительных скважин на УКПГ - 1 - 4 для вовлечение в активное дренирование периферийных зон и увеличение годовой добычи до 70 млрд.м в период 1979 - 1980 гг. В 1981 г. ТюменНИИГипрогазом были выполнены «Коррективы к проекту разработки Медвежьего месторождения на годовой отбор 72 млрд.м? газа в 1981-1985 гг.», в рамках которых обосновано увеличение годового отбора на 2 млрд.м и бурение - 12 дополнительных эксплуатационных скважин на УКГШ- 9. В 1985г. на основе «Анализа разработки Медвежьего месторождения; и. предложений по увеличению коэффициента газоотдачи» рабочей комиссии, по разработке газовых, газоконденсатных месторождений Мингазпрома принят уровень годовой добычи газа 72 млрд.м до 1990 г. с бурением 55 дополнительных скважине
В период с 1989 по 1995 гг. основным проектным документом являлся Проект разработки на объем годовой добычи 72 млрд.м3 в период постоянных отборов; с учетом переутвержденных запасов газа в объеме 2200 млрд.м3. Для; сохранения повышенных отборов проектом предусматривалось расширение эксплуатационного поля за счет бурения еще 57 скважин. С 1996 по 2001 гг. эксплуатация залежи осуществлялась по «Проекту разработки сеноманской залежи Мёдвежьегоместорожденияша позднею стадии эксплуатации» в условиях падающей; добычи; Прогноз; технологических показателейразработкщбышвыполнетна! двумерной газодинамической! моделт с учетомшыбытия скважин из действующего-фонда из-зашбводнения.. Проектом? предусматривалось» перераспределение: .потоков? газа между УКРШ, заз счет; переключения скважин, с целью увязка добывных возможностеш пласта, и мощности системы подготовки и компремирования газа.
Є 2001 по 2005 г.г. действующим проектным- документом являлся «Уточненный! проект разработки Медвежьего месторождения на поздней стадии эксплуатации», в котором; уточнены- технологические показатели добычи газа с учетом текущего состояния разработки рекомендуемой и возможной реконструкции промыслов; рассчитаны значения конечного коэффициента тазоотдачи (92,1 % от запасов, принятых при проектировании (2134 млрд.м3). ценены объемы обводнения залежи и. выбытия скважин на заключительной стадии эксплуатации; Технологические показатели разработки были утверждены до 2005 г. включительно.
С 2005 действующим проектным документом являлся «Уточненный проект . разработки Медвежьего месторождения на поздней стадии эксплуатации», в котором уточнены технологические показатели добычи газа с учетом текущего состояния разработки- рекомендуемой и возможной реконструкции промыслов, рассчитаны значения конечного коэффициента газоотдачи (92,1 % от запасов, принятых при проектировании (2134 млрд.м ). Оценены объемы обводнения залежи и выбытия, скважин на заключительной стадии эксплуатации. Технологические показатели разработки утверждены до 2010 г. включительно.
В 2010 г. научно-технический совет ООО «Газпром: добыча Надым» одобрил основные научно-технические решения нового проектного документа; - «Проект разработки Медвежьего месторождения», где основной упор сделан на реконструкцию и техническое перевооружение промыслов. При непосредственном участии автора разработаны рекомендации поі обеспечению проектных уровнейдобычи газа и высокого коэффициента извлечения УВС.
В настоящее время, система разработки залежи определяется в первую очередь ограничениями скважин ввиду активного выноса песка и жидкости, а, также режимами работы промысловых дожимных компрессорных станций. Регулирование скважин позволяет существенно снизить негативное абразивное воздействие песка, но приводит к нерациональным потерям-пластовой-энергии: При этом уменьшение дебитов часто связано со снижением скоростей потока ниже критических и накоплением на забое столба жидкости, что вызывает «самозадавливание» скважин. Не менее актуальной проблемой является необходимость реконструкции промысловых объектов добычи. Отсутствие резерва по снижению устьевого давления определяет уменьшение дебитов и общее снижение добычи по залежи. Ситуация затрудняется сложностями регулирования системы межпромыслового транспорта газа на ЦДКС.
Анализ возможностей автономного по участкам регулирования
Перечисляя приемы воздействия на продольные поля входной температуры воздуха, нельзя не упомянуть о системе охлаждения, принятой в настоящее время в аппаратах серии «Кедр». Принципиальное отличие организации подачи наружного воздуха в этих АВР заключается в торцевом расположении входных жалюзи, т.е. наружный воздух подастся параллельно потоку газа, причем встречным» образом: с высокотемпературной (входной) стороны трубного пучка и с низкотемпературной (выходной). Заметим сразу, что сколько-нибудь надежно рассчитать или оценить состояние поля входной в вентиляторы температуры воздуха, по нашему мнению, не представляется возможным. Поэтому, не касаясь даже объектов регулирования, отметим- только чисто абстрактно: подача холодного воздуха с «горячей» стороны трубного пучка физически оправдана, а с холодной стороны - более чем опасна по известным соображениям.
Итак, способ 1. В рамках строгой формализованной физической модели, предполагающей вышеупомянутую вертикальную перегородку, отделяющую воздушный тракт первого участка от всего аппарата, в данном варианте мы фактически имеем два последовательно включенных по газу аппарата: первый -без рециркуляции воздуха с неизбежным (по мере закрытия входных-выходных жалюзи) снижением подачи первой пары вентиляторов с понижением /хо-Второй - остальной аппарат с рециркуляцией воздуха при фиксированной гсттш3.
В такой формализованной постановке аппарат будет надежно работать в диапазоне изменения tx0. В точке с значение rCTiran3 достигнет заданного минимума либо входные жалюзи должны быть закрыты, либо приоткрыты рециркуляционные на участке первой пары вентиляторов. Первое означает резкое уменьшение рекуперации? по газу, второе - выход за рамки, рассматриваемогоспособа (отсутствие рециркуляцишна первом-участке).
Следует подчеркнуть,, что собственно идея уменьшения степени рециркуляции на первом участке абсолютно правильная; и опытные данные полностью- это подтверждают. На практике при отсутствии» вертикальных перегородок и постоянно закрытых на первом участке рециркуляционных жалюзи температура воздуха на входе /л.вхі в точке с оказывается более высокой, чем /хо за счет «отбора» теплого воздуха из рециркуляционной части аппарата. Следовательно, на практике в точке с значение /ст3 не достигнет минимума.
Здесь, также уместно обратить внимание, что вполне удовлетворительное совпадение расчетных и экспериментальных значений„тепловых мощностей АВР при двухжалюзийном регулировании свидетельствует не более чем о надежности методик расчета и изменений, в частности, расхода воздуха: определение расчетного значения тепловой мощности производится по фактическому расходу воздуха, а насколько он понизился в процессе регулирования - это уже отдельный вопрос.
Заметим также, что рассматриваемый способ имеет серьезное преимущество: рециркуляционное регулирование осуществляется тремя исполнительными органами (жалюзийными приводами). В целом можно заключить, что окончательный «вердикт» данному способу регулирования может быть вынесен после накопления опытной информации о тепловых параметрах аппарата при расширении диапазонов изменения степени рециркуляции и ґхо- В данном случае под тепловыми параметрами подразумеваются: минимальная температура стенки, температура воздуха на входе в вентиляторы (все - на первом участке), тепловая мощность аппарата в процессе регулирования.
Способ 2. Принципиально был рассмотрен ранее. Строго говоря, это конструктивная модификация АВР, позволяющая обеспечить однородное продольное поле при любых режимных параметрах и фиксированных значениях fCTmm3. При этом ґхвх постоянна не только по длине, но и остается неизменной во всем процессе регулирования. Жалюзийное регулирование трехприводное. В отношении сформулированных выше требований данный вариант удовлетворяет их uo всем пунктам. Единственным недостатком этого» варианта является необходимость дополнительной «обвязки» аппарата, связанная с разносторонним подводом и отводом газа к секциям аппарата.
Способ 3 и 4. Способ 3 (трехучастковое регулирование) обеспечивает максимально возможную рекуперацию по газу и температурную характеристику. Именно поэтому он представляет самостоятельный теоретический и практический интерес. Практический - в тех случаях, когда по технологическим соображениям цена каждого градуса недорекуперации по газу становится высокой. Если же (1,5-2) С недорекуперации по газу решающего значения не имеют, то очевидное преимущество перед способом 3 следует отдать способу 4, который требует на три жалюзийных привода меньше. Оба способа имеют очевидное преимущество перед способом 1: они являются управляемыми на первом участке.
Приведенное сопоставление различных способов организации продольных полей входной температуры воздуха на базе сформулированных объективных эксплуатационных требований позволяет заключить, что к наиболее перспективным способам относятся.
