2.3 Контроль за разработкой месторождения
Основной задачей контроля за разработкой является обеспечение комплексного наблюдения за процессом эксплуатации газовой залежи. Мероприятия по контролю за разработкой должны быть направлены на оперативное получение достоверной информации для внесения необходимых и своевременных корректив в систему разработки месторождения для достижения проектных показателей, и, в конечном счете, максимальной газоотдачи. Целью контроля за разработкой является:
- оценка эффективности принятой системы разработки и проводимых отдельных геолого-технических мероприятий;
- принятие решений по регулированию процесса разработки и планированию мероприятий по его совершенствованию, для достижения сбалансированности между максимальной конечной газоотдачей и оптимальными экономическими затратами.
Для контроля за разработкой и обеспечения надежности системы разработки используются эксплуатационные скважины, специально оборудованные наблюдательные скважины для геофизических исследований, наблюдательные газовые и пьезометрические скважины. Необходимый минимум геолого-промысловых, промыслово-геофизических и гидрохимических исследований составляет:
Замер статического давления в эксплуатационных скважинах - 2 раза в год после остановки куста на 4 часа, в наблюдательных скважинах под давлением - 2 раза в год;
Замер рабочего давления и запись КВД на забое скважин проводится в 10% эксплуатационного фонда 1 раз в год;
Замер рабочих параметров проводится на действующем фонде скважин ежемесячно;
Исследование скважин на продуктивность проводится по действующему фонду, в том числе:
- по стандартной методике на 25% действующего фонда 1 раз в год;
- исследования без выпуска газа в атмосферу проводятся на скважинах с соответствующим оборудованием 1 раз в год;
- исследования с отбором проб флюидов на различных режимах проводятся на 15% действующего фонда 1 раз в год;
- комплексные исследования скважин после КРС и выходящих из бурения проводятся на всех скважинах до и после КРС и выходящих из бурения;
- при наличии соответствующего оборудования проводятся специальные исследования для определения предельно допустимой депрессии на 10% действующего фонда 1 раз в год;
- исследования на вынос механических примесей на рабочем режиме проводятся на действующем фонде скважин 1 раз в год;
Контроль за техническим состоянием устья скважин проводится на скважинах эксплуатационного и наблюдательного фонда ежеквартально;
Исследования с отбором проб жидкости для гидрохимконтроля и с определением ее количества проводятся по всему действующему фонду 1-2 раза в год, для скважин, выносящих пластовую воду - ежеквартально;
Замер пластового давления (уровня жидкости) в пьезометрических скважинах проводится 1-2 раза в год;
Отбор устьевых проб газа - по каждой зоне УКПГ 1 раз в год;
Промыслово-геофизические исследования (ПГИ) по контролю за продвижением ГВК в наблюдательных и пьезометрических скважинах проводится 1-2 раза в год в зависимости от литологии пород на уровне текущего ГВК;
ПГИ в газовой среде (определение профиля притока и газоотдающих интервалов) рекомендуется проводить не менее чем на 10% эксплуатационного фонда каждый год;
Комплексные исследования по установлению причин обводнения рекомендуется проводить в простаивающем фонде скважин;
ПГИ по контролю за техническим состоянием скважин рекомендуется проводить по фонду скважин, подлежащих капитальному ремонту до и после проведения ремонтных работ;
Рекомендуется также проводить замеры текущих забоев перед глубинными, промыслово-геофизическими исследованиями, подземным и капитальным ремонтом скважин не менее 1 раза в год на скважинах, необорудованных прибором «Спектр»;
При вводе скважин в эксплуатацию рекомендуется проводить исследования с использованием глубинных приборов для определения потерь давления в лифтовой колонне;
Таким образом, предлагаемый комплекс геолого-промысловых, промыслово-геофизических и гидрохимических исследований позволит осуществлять контроль за:
- распределением и изменением пластового давления по площади и разрезу;
- изменением давления в водоносной части;
- продвижением в залежи подошвенных и краевых пластовых вод;
- технологическими параметрами эксплуатации скважин;
- техническим состоянием скважин;
- изменением продуктивных характеристик эксплуатационных скважин, фильтрационных и емкостных параметров газоносных горизонтов и т.д.
2.4 Основные проблемы эксплуатации газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин на УНГКМ
В настоящее время ООО «Газпром Добыча Уренгой» осуществляет добычу и подготовку газа, конденсата и нефти из четырех месторождений: Уренгойского (сеноман и валанжин) и Северо-Уренгойского (сеноман), Ен-Яхинское и Песцовое месторождения. Основные научно-технические проблемы разработки эксплуатируемых месторождений связаны с тем, что они вступили в стадию падающей добычи. С начала разработки из сеноманской залежи отобрано более 55 % запасов газа, из неокомских -- до 30 % и нефти -- более 10 %. В процессе разработки пластовые давления снизились в 2 -- 3 раза. Газоводяной контакт на сеноманской залежи поднялся до 40 м. Все это обусловило сложности и проблемы в добыче, подготовке и транспортеровке углеводородного сырья на УНГКМ.
Хотя вся технологическая цепочка от пласта до магистрального газопровода: пласт -- скважина -- газосборный коллектор -- УКПГ вместе с ДКС взаимосвязана, проблемы обеспечения их эффективного функционирования условно можно разделить на две группы:
1) проблемы эксплуатации скважин и ГСК;
2) проблемы подготовки газа, конденсата и нефти.
В такой последовательности эти проблемы и возможные пути их решения и рассмотрим.
Основные проблемы эксплуатации газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин на УНГКМ, а так же пути их решения представлены на рисунке 2.8.
Главными направлениями в решении проблем устойчивой эксплуатации скважин являются:
- обеспечение эксплуатации скважин в условиях водопритока и разрушения ПЗП, ликвидация или снижение темпов поступления пластовой воды на забой скважин;
- предупреждение и ликвидация гидратных и парафиногидратных отложений;
- интенсификация притока добываемого флюида путем воздействия на призабойную зону пласта.
Для того чтобы установить области работы скважин в условиях поступления воды из пласта были проведены опытно-экспериментальные работы на скважинах-стендах (№ 1260 и № 2322). Изменяя количество воды, поступающей на забой скважин подачей ее с поверхности через затрубное пространство, фиксировали режимы их работы с определением граничных условий, при которых обеспечивается устойчивый вынос воды с забоя. В результате проведенных исследований для газоконденсатных скважин УНГКМ получена эмпирическая зависимость минимально необходимой скорости газожидкостного потока, обеспечивающей вынос воды с забоя, от количества воды, поступающей из пласта [1]. При объемах поступления воды на забой от 2 до 20 м3/сут минимально необходимая скорость должна быть в пределах от 0,65 до 1,2 м/с.
Устойчивые режимы работы скважин в условиях их обводнения обеспечиваются:
- изоляцией обводнившихся пластов;
- увеличением скорости газожидкостного потока путем снижения устьевого давления;
- спуском лифтовой колонны к нижним интервалам перфорации;
- спуска НКТ меньшего диаметра; применением ПАВ;
- использованием механизированных способов подъема жидкости из скважины.
Ограничение водопритока и предупреждение обводнения скважин является одним из важных направлений регулирования разработки месторождения на поздней стадии. Специалистами ООО «Газпром Добыча Уренгой» разработаны технологии, направленные на предупреждение водопритока путем гидрофобизации пласта, его гидроизоляции и создания водонепроницаемых экранов. Методы гидрофобизации эффективны на начальной стадии обводнения и применяются для обработки высокопроницаемых продуктивных коллекторов сеноманской залежи месторождения.
Для изоляции значительных объемов поступления пластовой воды на Уренгойском НГКМ были испытаны в промысловых условиях различные водоизолирующие составы: смола ТС-50, лигносульфаты, гранулированный магний, АКОР-Б-100 и др. Но эффективность их оказалась менее 50 %, поэтому были проведены поиски селективных реагентов, соответствующих условиям УНГКМ. Такой реагент «А-пласт», представляющий собой смесь различных полимеров, растворяющихся в кетоновых растворителях, был найден, адаптирован к условиям Уренгойского НГКМ и успешно использован для изоляционных работ более чем на 100 скважинах. Также одним из эффективных методов изоляции подошвенной воды является разработанная специалистами ООО «Газпром Добыча Уренгой» установка ДЭГ-цементных мостов.
В связи с тем, что на Уренгойском месторождении существует кустовая система расположения скважин, причем на валанжинской залежи скважины одного куста эксплуатируют объекты с разными давлениями, не всегда возможно добиться увеличения скорости газожидкостного потока снижением устьевого давления. Для таких случаев испытана технология удаления жидкости с забоя с применением твердых и жидких ПАВ. Практика применения твердых ПАВ показала, что для условий УНГКМ такая технология эффективна при объемах поступления воды на забой скважины в пределах 4 -- 5 м3/сут. Исследования с применением жидких ПАВ продолжаются.
Также для обеспечения работоспособности скважин куста, эксплуатирующих разные объекты, нам пришлось пойти на создание двухнапорной системы сбора продукции валанжинских скважин с выделением отдельных технологических линий на УКПГ для обработки газоконденсатной смеси. Таким образом, в 2001--2002 гг. обеспечен пуск в работу порядка 50 скважин с пониженными устьевыми параметрами.
Как уже было сказано ранее, одним из способов обеспечения выноса воды с забоя скважин является доспуск НКТ до нижних интервалов перфорации или спуск НКТ меньшего диаметра. Этот способ достаточно эффективен, но в настоящее время он связан со значительными капитальными затратами и, кроме того, такие работы приводят к ухудшению коллекторских свойств пласта при глушении.
Одним из эффективных методов подъема жидкости из скважин является механизированные способы эксплуатации. Известны разработки ВНИИГаза по созданию оборудования для удаления воды с забоя. Для этих же целей в Севергазпроме разработана и испытана установка циклического газлифта. На УНГКМ при добыче нефти из нефтяных оторочек уже с начала 90-х годов пришлось переходить на механизированные способы. Опыт промышленной добычи нефти на Уренгойском НГКМ показывает, что из большого многообразия механизированных методов наиболее эффективным для наших условий является газлифтный способ с его модификациями: постоянный газлифт и плунжерный газлифт [2].
Высокая технологичность газлифта, по сравнению с другими методами, наличие стабильного внешнего источника газа высокого давления позволили нам широко внедрить этот способ добычи нефти на Уренгойском НГКМ. Была разработана и реализована система бескомпрессорных газлифтных технологий, в которых рабочим агентом является подготовленный газ с УКПГ валанжинских залежей. Таким образом, нефтяные скважины обеспечены рабочим газлифтным газом на весь срок эксплуатации УНГКМ. Внедрение системы бескомпрессорного газлифта в настоящее время обеспечивает эксплуатацию около 100 нефтяных скважин и добычу нефти порядка 260 тыс. т/год.
В процессе разработки нефтяных оторочек на истощение происходит снижение притока нефти из пласта. Поэтому рабочая область газлифта характеризуется увеличением расхода рабочего газа. Для изменения этой тенденции и возврата в оптимальную область работы газлифта часть скважин переведена на периодическую форму эксплуатации плунжерным газлифтом. Нашими специалистами разработаны оригинальные конструкции плунжеров, эффективно разделяющих жидкую и газовую фазы и одновременно предотвращающих парафиноотложения в лифтовых трубах благодаря режущим втулкам и переменному наружному диаметру [3]. Внедрение этих плунжеров позволило в 2 -- 3 раза сократить тепловые обработки и снизить расход газлифтного газа.
В условиях интенсивного образования гидратов и парафинов плунжер не способен поддерживать длительную эксплуатацию нефтяных скважин. Поэтому на УНГКМ применяются следующие эффективные методы борьбы с парафино-гидратными отложениями: тепловые обработки горячим конденсатом; тепловые обработки смесью горячего конденсата, бензиновой фракции и метанола; удаление парафиноотложений скребком. При этом необходимо отметить, что одним из перспективных методов является применение ингибитора --диспергатора АСПО на основе диметилдиоксана [4].
Как было указано на рисунке 5.1, одной из основных причин, влияющих на эффективность работы добывающих скважин, является ухудшение фильтрационных характеристик призабойной зоны пласта.
2.5 Промысловая подготовка сеноманского газа Уренгойского НГКМ
Основные проблемы подготовки сеноманоского газа и пути их решения представлены на рисунке 2.9.
Подготовка газа сеноманской залежи осуществляется на 15 УКПГ, имеющих принципиально одинаковые технологические схемы (рисунок 5.3). Сырой пластовый газ собирается в общий коллектор и поступает в цех очистки газа, далее на ДКС 1 ступени для поддержания рабочих параметров и затем на установку абсорбционной осушки, где в качестве абсорбента используется ДЭГ. Подготовленный в соответствии с требованием ОСТ (температура точки росы по влаге - минус 10 0С летом и минус 20 0С - зимой) газ компримируется на ДКС 2 ступени, охлаждается в АВО и через замерный узел подается в МПК.
Следует отметить, что фактические отборы газа не всегда соответствуют проектным. Как в зимний, так и в летний периоды фактические среднемесячные отборы газа по УКПГ превышают проектные значения от 2 до 10 %.
Очистка газа перед ДКС
Цеха очистки газа (ЦОГ) всех УКПГ Уренгоя оснащены однотипным оборудованием конструкции ДОАО «ЦКБН»:
сепаратор I ступени очистки С-101 (ГП 554.00.000, ГП 1430.01.00.000);
фильтр-сепаратор II ступени очистки Ф-101 (ГП 835.00.000.000.05, ГП 605.00.000).
Анализ загрузки ЦОГ на период до 2010 г. (таблица 5.1) показывает, что на большинстве УКПГ они имеют запас по производительности от 25 % до 70 %.
Степень загрузки определялась отношением проектной производительности УКПГ к пропускной способности аппаратов при проектном устьевом давлении.
Полностью загружены ЦОГи только на УКПГ-10, что связано с вводом в эксплуатацию Таб-Яхинского участка, и УКПГ-9. К 2010 году загрузка ЦОГов по всем УКПГ кроме УКПГ-9 и 10 составит 14-50 %. Это приводит к необходимости в самое ближайшее время решать вопрос о перераспределении потоков сырого газа, технологическом использовании или демонтаже излишнего оборудования.
Гидравлические сопротивления ЦОГ при эксплуатации всего объема установленного оборудования в 2003 году по сравнению с 2002г. на УКПГ-2, 7, 9 и 1Ас увеличились и составляют 0,25…0,36 МПа. На остальных УКПГ гидравлические сопротивления ЦОГ практически не изменились и находятся в пределах 0,1…0,2 МПа.
Рабочее давление на входе в ЦОГ в настоящее время составляет 2,2…3,0 МПа, а температура газа 5…150С. Следует отметить, что на УКПГ-1, 2, 3, 4, 5 рабочие давления в ЦОГах превышают проектные значения, а на УКПГ-1Ас, 11, 12, 13, 15 - ниже проектных значений.
Начальное содержание воды на входе в ЦОГ составляет в среднем 2,5 г/м3. Жидкостная нагрузка сепараторов различна по УКПГ. Она колеблется от 0,4 г/м3 (УКПГ-2) до 7,5 г/м3 (УКПГ-6). Входные сепараторы улавливают до 98% поступающей жидкости, обеспечивая унос до 30 мг/м3. Фильтр-сепараторы, установленные в ЦОГах, работают эффективно и практически улавливают всю капельную жидкость и мехпримеси.
В связи с высоким поступлением пластовой воды из скважин существует угроза гидроабразивного износа продувочных линий и запорно-регулирующей арматуры, отказа КИПиА, отложения песка и закупоривания кубовой части сепараторов ЦОГ. Для периодической или непрерывной промывки от отложений песка кубовой части сепараторов требуется монтаж специальной рециркуляционной системы с подачей воды насосом большей производительности через дренажные системы сепараторов ЦОГ.
ДКС
Оснащение ДКС Уренгойского месторождения осуществлено газотурбинными ГПА мощностью 16 МВт, установленными в ДКС 1 и ДКС 2 ст. (двухступенчатая компоновка ДКС). В соответствии с действующими ТУ ГПА первоочередной поставки для ввода КЦ-1 ДКС 2ст. Уренгоя были оснащены компрессорами природного газа с номинальной степенью сжатия 1,44 и в варианте их последующей форсировки 1,70 («короткий» корпус). Оснащение ГПА в ДКС 1 ст. осуществлено многоступенчатыми компрессорами с номинальной степенью сжатия до 2,2 - 3,0 («длинный» корпус). Таким образом, проектными решениями обеспечивается повышение степени сжатия ДКС максимум до 4х-6ти, что недостаточно для полной довыработки Уренгойского месторождения.
Интенсивное снижение отборов газа в период падающей добычи приводит к разгрузке ДКС. Это подтверждается фактическими режимами работы ДКС Уренгойского месторождения с прогнозом снижений загрузки к 2005 - 2008 г.г, в среднем на 50 %. Разгрузка ДКС приводит к отключению в ДКС 2 ст. одного из 2х рабочих ГПА. Дальнейшая перспектива довыработки месторождений связана с необходимостью реконструкции ГПА под пониженную номинальную мощность.
Альтернативным вариантом является расширение и подгрузка головных КС магистральных газопроводов. Однако указанный вариант потребует специального обоснования при полном мощностном обеспечении Уренгойских ДКС, оснащенных достаточно современными ГПА.
Таким образом, при избытке установленной мощности на Уренгойских ДКС имеет место дефицит напора, т.е. ограничение дальнейшего повышения их степени сжатия.
Перспектива повышения степени сжатия ДКС до 10 - 15 в сочетании с их разгрузкой и наличием свободных мощностей связана с необходимостью переобвязки ДКС на 3х ступенчатое сжатие и реконструкцией ГПА на пониженную мощность. Переобвязка Уренгойских ДКС осложняется минимальным количеством установленных ГПА и распространяется на оба КЦ. При 6 установленных на ДКС ГПА возможен переход на 3х ступенчатое сжатие при обеспечении в каждой ступени по одному рабочему и резервному ГПА. Вариант такой переобвязки схематично представлен на рисунке 2.11. с учетом охлаждения газа в АВО за каждой ступенью сжатия.
Реконструкция ГПА связана с применением сменных проточных частей в компрессорах природного газа, обеспечивающих согласованную работу ГПА в ступенях сжатия ДКС и исключающих помпаж компрессоров природного газа. Переход на 3х ступенчатое сжатие потребует применения СПЧ на номинальную загрузку ГПА 6,3 МВт. При необходимости может быть заменен приводной двигатель ГПА.
Переобвязка Уренгойских ДКС на трех ступенчатое сжатие и реконструкция ГПА с применением СПЧ мощностью 6,3 МВт на степень сжатия до 2,2 обеспечит необходимую степень довыработки месторождения при снижении входного давления газа до 0,4-0,5 МПа.
Следует отметить, что по-прежнему слабым звеном всей УКПГ являются АВО сырого газа, которые не обеспечивают в зимний период технологических требований установок осушки газа по температуре контакта. В настоящее время ЦКБН и НПК «Кедр» с привлечением специализированных организаций выполнили разработку конструкции АВО с комплексом систем регулирования подачи воздуха, что позволяет осуществлять охлаждение газа в зимний период до температуры 10…12 ОС. Однако оснастить такими АВО все действующие УКПГ не представляется возможным.
Известные методы регулирования процесса охлаждения сырого газа: включение в работу дополнительных секций аппаратов, изменение угла атаки лопастей вентиляторов, не дают в зимний период желаемого результата по различным техническим причинам.
В этой связи ООО «Газпром Добыча Уренгой» для плавного регулирования интенсивности охлаждения газа предлагает использовать автоматический регулятор частоты оборотов электропривода 37 кВт, позволяющий снизить температуру сырого газа в зимний период.
Установка гликолевой осушки газа
На всех 15 УКПГ осушка сеноманского газа производится абсорбционным методом с использованием ДЭГа в качестве осушителя.
На УКПГ смонтированы три типа абсорберов разработки ДОАО «ЦКБН» (ГП 252, ГП 365, ГП 502). В зависимости от типа абсорбера выполнена компоновка технологического оборудования.
На УКПГ 1…4 после ДКС I ступени последовательно установлены сепаратор, абсорбер и фильтр-сепаратор. На УКПГ 5…10 взамен трех последовательно установленных аппаратов используется один многофункциональный аппарат ГП 365. На УКПГ 1АС, 11…15 последовательно установлены сепаратор очистки и МФА ГП 502. Отдельный сепаратор на выходе газа из абсорбера отсутствует.
В начальный период эксплуатации месторождения на УКПГ-1ч4 проектная единичная мощность технологического оборудования составляла 3 млн.м3/сутки. Абсорберы типа ГП-252 были оснащены 14 колпачковыми тарелками.
существующая схема
МПК
межпромысловый
коллектор
элементы новой схемы
ГПА первой ступени
сжатия - НЦ-16/21-2,2
ПУ
пылеуловители
ГПА второй ступени
сжатия - НЦ-16/41-2,2
АВО
аппараты воздушного
охлаждения
ГПА третьей ступени
сжатия - НЦ-16/76-2,2.
КЦ
компрессорный цех
Начиная с УКПГ-5, на Уренгойском месторождении применяются многофункциональные аппараты ДОАО «ЦКБН» заменившие три аппарата традиционной технологической линии - сепаратор-абсорбер-фильтр.
Аппараты ГП-502 имеют проектную производительность 10 млн.м3/сутки, аппараты ГП-365 - 5 млн.м3/сутки.
Массообменная эффективность абсорберов ГП-252 и ГП-502 может быть принята равной 1,7 теоретических тарелок. Острая необходимость в их модернизации отсутствует.
В изменившихся условиях эксплуатации (повышение температуры контакта в компрессорный период эксплуатации) абсорберы ГП-365, реконструированные с разделением потока и насыпной насадкой работают с низкой массообменной эффективностью. Разделение потока снижает массообменную эффективность до 0,8…1,0 теоретических тарелок (практически вдвое), а насыпная насадка имеет низкую механическую прочность и требует высоких трудозатрат при ее выемке-закладке в процессе ремонта, поэтому, абсорберы ГП 365 требуют первоочередной модернизации.
В соответствии с «Программой повышения качества добываемого, транспортируемого и поставляемого на экспорт российского природного газа» ДОАО ЦКБН была разработана регулярная пластинчатая насадка, позволяющая расширить диапазон эффективной работы аппарата в условиях падающего пластового давления, увеличить производительность и снизить потери гликоля.
Насадка прошла испытания на 8-й технологической линии УКПГ-2.
Внедрение регулярной пластинчатой насадки в абсорбционных аппаратах с колпачковыми тарелками не совсем оправдано. Результаты сравнительных испытаний реконструированного абсорбера ГП 252 и абсорбера штатной конструкции (с колпачковыми тарелками) показали, что указанные аппараты в реконструкции не нуждаются.
ДОАО «ЦКБН» обоснованно рекомендовало провести модернизацию абсорберов ГП-365 путем монтажа регулярной пластинчатой насадки и новых сепарационных устройств, в том числе с применением фильтр-патронов с электроплазменной обработкой материала. Этот способ обработки материала позволяет при одинаковой нагрузке снизить более чем в 2 раза унос жидкости. Разработана техническая документация ЭП-762, ГПР-1990 на реконструкцию аппаратов ГП-365, реализация которой позволяет одновременно повысить массообменную эффективность до 1.8…2.2 т.т. и производительность не менее чем на 10…15 %. модернизации подвергается каждая функциональная секция аппарата.
Во входной сепарационной секции монтируется тарелка с новыми сепарационными элементами (ГПР-1063 или ГПР-515) и узлом без гидрозатворного слива.
В массообменной секции устанавливается регулярная пластинчатая насадка, распределитель жидкости и газораспределительная насадка.
В секции окончательной очистки газа устанавливаются коалесцирующие фильтр-патроны с электроплазменной обработкой материала.
Выполненный анализ позволяет заключить, что абсорберы ГП 252 на УКПГ 1…4 в реконструкции не нуждаются.
Все МФА ГП 365 на УКПГ 5…10 необходимо реконструировать в связи с их крайне низкой массообменной эффективностью. В настоящее время реконструировано 40 аппаратов ГП 365.
Анализ загрузки абсорберов, реконструированных регулярной пластинчатой насадкой на период до 2010 г. (таблица 5.1) свидетельствует о неполной загрузке аппаратов.
Степень загрузки по производительности УКПГ-….1…6, 8, 1Ас в 2004 году составит всего 17…35 % от максимальной, полностью будет загружена только УКПГ-10 - 98 %. Загрузка остальных УКПГ составит от 35 до 56 %. Со снижением пластового давления загрузка УКПГ будет неуклонно уменьшаться и уже в 2010 году загрузка некоторых УКПГ (1,2,4) будет составлять 8…10 %.
Из вышеизложенного следует, что реконструкция МФА ГП 502 на УКПГ 1АС должна носить выборочный характер и реконструировать целесообразно только один цех осушки.