Cтраница 2
При оценке технико-экономических показателей разработки газовых залежей и изменении их во времени следует учитывать продолжительность периодов бескомпрессорной и компрессорной эксплуатации, в течение которых обеспечивается поддержание добычи газа на заданном уровне. Если ввод компрессорной станции связан с какими-либо трудностями, особое внимание следует обратить на лучшее использование пластовой энергии. [16]
Кроме того, учитывалась возможность полной отработки всех участков месторождения. В дальнейшем к моменту ввода компрессорной станции будет произведено выравнивание давления по скважинам. [17]
Разнодебитность газовых скважин может существенно влиять на систему обустройства газового промысла. Возникающие в процессе разработки месторождения глубокие депрессионные воронки приводят к необходимости более раннего ( по сравнению с расчетным) ввода дожим-ной компрессорной станции и установок искусственного холода. [18]
Моторесурс новых агрегатов должен быть доведен до 100 тыс. ч, межремонтный пробег - до 25 - 30 тыс. ч, простой в ремонтах не должен превышать 5 - 7 % календарного времени. Такой уровень надежности, а также переход на двухступенчатые нагнетатели газа позволит в 2 раза уменьшить резервные мощности на компрессорных станциях, что значительно сократит потребность в газоперекачивающих агрегатах и будет способствовать ускорению ввода компрессорных станций в эксплуатацию. [19]
Наиболее часто при проектировании разработки газовых и газоконденсатных месторождений используются режимы постоянного градиента, постоянной депрессии или дебита, а также постоянного забойного давления. Причем, как правило, установленный в начальной стадии технологический режим, например постоянной депрессии или дебита, в период падающей добычи заменяется режимом постоянного устьевого давления по части скважин, устьевые давления которых отличаются от давления основного эксплуатационного фонда. В дальнейшем, с момента ввода компрессорной станции, эти скважины нередко переводятся снова на режим падающего устьевого давления. [20]
Сроки ввода компрессорных станций и изменение их мощности во времени определяются темпами разработки газовых месторождений. Компрессорная станция может быть расположена как на головных сооружениях магистрального газопровода, так и на каждом месторождении. При водонапорном режиме на срок ввода компрессорных станций влияет темп восстановления давления вследствие вторжения краевых или подошвенных вод в продуктивную часть залежей. При расчетах можно условно считать, что компрессорные станции располагаются на каждом месторождении. При этом не возникает затруднений в построении для проектирования целевых функций ф по отдельным месторождениям. При условии, что одна компрессорная станция располагается на головных сооружениях магистрального газопровода, построение целевых функций для отдельных месторождений становится затруднительным, так как заранее неизвестно, какая часть общей мощности головной компрессорной станции относится на каждое месторождение. Начальные пластовые давления по отдельным месторождениям провинции могут сильно отличаться друг от друга. В связи с этим сроки ввода компрессорных станций на отдельных месторождениях будут различны. [21]
Проекты перспективного развития газоснабжающих систем не могут абсолютно точно установить объемы и режим потребления газа на ближайшие 10 - 15 лет даже при тщательном прогнозировании развития производительных сил страны и отдельных районов. Весьма вероятной мо - жет быть такая ситуация, при которой действительный рост опроса на газ будет значительно большим, чем было определено разработанными ранее перспективными планами. Опыт прошедших и текущей пятилетки подтверждает этот вывод. В ряде районов сложилось напряженное положение с подачей газа не только потому, что имело место отставание ввода компрессорных станций, но и потому, что в - ряде случаев потребители требовали больше газа, чем было предусмотрено ранее в перспективных планах. [22]
Экономическая оценка вариантов по диаметрам скважин сводится к сопоставлению дополнительных затрат на бурение и эксплуатацию скважин различных диаметров с полученной при этом экономией затрат по холодильным машинам и дожимной компрессорной станции в связи с их более поздним вводом. Дополнительные затраты на строительство скважин, оборудованных НКТ большего диаметра ( 100 3, 126 и 150 мм), соответственно составляют 8 5; 14 и 30 5 млн. руб., а экономия за счет более позднего срока ввода холодильных машин - 4 4; 6 1 и 6 1 млн. руб. и компрессорных станций - 12 4; 14 6 и 14 6 млн. руб. В итоге наибольший экономический эффект в размере 8 3 млн. руб. получен при увеличении диаметров НКТ с 75 9 до 100 3 мм и уже меньший ( 6 7 млн. руб.) - до 126 мм. При переходе на НКТ - диаметром 150 мм дополнительные капитальные вложения в строительство скважин 30 5 млн. руб. превышают экономию от более позднего ввода компрессорных станций и холодильных машин ( 20 7) на 9 8 млн. руб. На этом основании в проекте ОПЭ Вуктыльского месторождения для скважин первой очереди были приняты диаметры эксплуатационных колонн 168 мм для спуска в них НКТ диаметром 100 3 мм. Это решение осуществлено практически. Но некоторая часть скважин, переведенных в фонд добывающих из числа разведочных, оборудована эксплуатационными колоннами диаметром 146 мм, что значительно ухудшило проектные показатели разработки. [23]
К технико-экономическим показателям, влияющим на технологический режим работы скважин, в [72] относится депрессия на пласт. Выделение депрессии на пласт среди других критериев таких, как постоянство устьевого и забойного давлений, скорости потока у забоя и устья скважин, несколько ошибочно, так как депрессия на пласт выбирается прежде всего исходя из характеристики пласта и не может быть изменена только по эффективности экономических показателей. Само собой разумеется, что с увеличением депрессии производительность скважины увеличивается и, следовательно, экономические показатели разработки улучшаются. Однако эти показатели не могут быть основанием для увеличения депрессии на пласт, если его характеристика не позволяет дальнейшего ее увеличения. Так, например, при наличии подошвенной воды депрессия ограничивается достаточно строго, и превышение ее может привести к полному обводнению скважины и выходу ее из эксплуатационного фонда. Более правильным было бы экономическое обоснование режима с постоянным устьевым давлением, когда в действительности увеличение или уменьшение устьевого давления связано с дебитом и вводом компрессорной станции, и, видимо, целесообразнее критерии режима постоянного устьевого давления выбрать, исходя из экономических показателей. [24]
Сроки ввода компрессорных станций и изменение их мощности во времени определяются темпами разработки газовых месторождений. Компрессорная станция может быть расположена как на головных сооружениях магистрального газопровода, так и на каждом месторождении. При водонапорном режиме на срок ввода компрессорных станций влияет темп восстановления давления вследствие вторжения краевых или подошвенных вод в продуктивную часть залежей. При расчетах можно условно считать, что компрессорные станции располагаются на каждом месторождении. При этом не возникает затруднений в построении для проектирования целевых функций ф по отдельным месторождениям. При условии, что одна компрессорная станция располагается на головных сооружениях магистрального газопровода, построение целевых функций для отдельных месторождений становится затруднительным, так как заранее неизвестно, какая часть общей мощности головной компрессорной станции относится на каждое месторождение. Начальные пластовые давления по отдельным месторождениям провинции могут сильно отличаться друг от друга. В связи с этим сроки ввода компрессорных станций на отдельных месторождениях будут различны. [25]
Ввод дожимной компрессорной станции связан с большими капитальными вложениями и эксплуатационными затратами. Отсрочить ввод компрессорной станции можно снижением потерь давления на пути движения газа: пласт - скважина - газосборная сеть. Наибольшие потери давления приходятся на ствол скважины. Следовательно, чтобы отдалить ввод дожимной компрессорной станции, необходимо увеличивать диаметр скважины. Однако с увеличением диаметров скважин повышаются капитальные вложения в них. Поэтому для каждого месторождения необходимо сопоставить затраты, обусловленные изменением диаметра скважин, с затратами, связанными с более ранним вводом компрессорной станции. [26]