Cтраница 2
Степень неопределенности зависит в основном от таких факторов, как отсутствие или невозможность повсеместного измерения гидродинамических, термодинамических, деформационных, прочностных, гидрохимических и других характеристик флюида и пласта, а также дискретности получаемой информации со значительными пространственными и временными интервалами. В связи с неточностью получаемой информации, отсутствием надежных методов прогнозирования влияния комплекса этих факторов в нашей практике проектирования для расчетного технологического режима рабочие дебиты исходя из опыта разработки мы принимали значительно ниже предельно допустимых дебитов, полученных в результате кратковременных гидродинамических исследований. Практические технологические режимы могут быть ниже расчетных, принимаемых в проектах ОПЭ, основанных на результатах кратковременных гидродинамических исследований, проведенных до начала разработки, по которым, как правило, негативных последствий не наблюдается. Ярким примером могут служить первые разведочные скважины на Медвежьем и Уренгойском месторождениях, по которым были получены рабочие дебиты 3 - 4 млн. м3 / сут без разрушения призабойной зоны пласта, в последующем при эксплуатации картина резко изменилась, и разрушение пласта наблюдается при значительно более низких дебитах. [16]
Были рассмотрены ТРЭС: постоянного дебита О const, постоянной депрессии Ар const, постоянного градиента на забое у const, постоянного забойного давления РЗ const и постоянного устьевого давления pr const. На этой основе были выполнены проекты разработки всех отечественных газовых и газоконденсатных месторождений, в том числе и таких уникальных, как Уренгойское, Медвежье, Вуктыльское, Оренбургское, Карачаганакское и др. Практика эксплуатации показала, что ограничения на дебит, которые вводились при проектировании разработки месторождений в виде расчетных технологических режимов, связывались в основном с возможностью разрушения призабойной зоны и абразивным изнашиванием скважинного и поверхностного оборудования. Серьезные специальные теоретические и экспериментальные исследования по этому вопросу отсутствовали, и не было контроля за работой каждой скважины. [17]
Схема приведена на рис. 8.2, краткая спецификация всех генераторов - в табл. 8.3. Основными источниками электрической энергии являются три дизель-генератора ( Г1, Г2, ГЗ) мощностью по 2000 кВт каждый, объединенные в основную электростанцию установки. Они работают на шины главного распределительного щита ГРЩ-690. Любой расчетный технологический режим обеспечивается параллельной работой не более чем двух дизель-генераторов. Еще как минимум один главный генератор находится в резерве. От шин ГРЩ-690 питаются управляемые тиристорные выпрямители ( ТП), выходы постоянного тока которых выведены на станцию переключений. Станция переключений позволяет подключать любой из двигателей главных приводов буровой установки БУ-6500ЭП к любому из преобразователей. Схема переключений обеспечивает высокую степень резервирования при минимальном числе переключателей и тиристорных выпрямителей. Шкафы переключений полностью унифицированы и имеют ручной или моторный привод переключателей с возможностью как местного, так и дистанционного управления. От шин 690 В питаются также приводы механизмов подъема СПБУ и приводы технологических механизмов некомплектной поставки. [18]
Существует несколько методов расчета суммарных нагрузок буровых установок, имеющих нестационарный график электрической нагрузки. Эти методы ориентированы на буровые установки, питающиеся от сети, и позволяют совершенствовать нормирование затрат электроэнергии за достаточно длительный период работы. Для системы автономного энергоснабжения недопустимо превышение расчетного значения мощности даже на короткий срок, поэтому расчет производится суммированием максимумов, что гарантирует возможность номинальной загрузки всех исполнительных механизмов в расчетных технологических режимах. [19]