Cтраница 2
Рассмотрим один из возможных приемов при выполнении термогидродинамических расчетов процесса вытеснения таких нефтей холодной водой из неоднородного пласта. [16]
Соотношение этих параметров в значительной мере определяют результаты термогидродинамических расчетов при закачке холодной и горячей воды в зависимости от характера неоднородности того или иного пласта. [17]
Рассмотрим две возможные схемы учета неоднородности пластов при термогидродинамических расчетах. [18]
Решение этих вопросов достигается посредством детального анализа многочисленных вариантов прогнозных термогидродинамических расчетов режимов эксплуатации трубопроводов. Стоит отметить как определенный недостаток, что термогидродинамические расчеты режимов внутрипромысловых трубопроводов все еще делаются независимо от последующих расчетов расходов ингибиторов гидратообразования. Таким образом, термогидравлический расчет проводится приближенно, без учета дополнительного количества жидкости, вносимой в трубопровод для предупреждения гидратообразования; это обстоятельство может влиять на качество проектирования длинных и сверхдлинных шлейфов например, на Бованенковском месторождении проектируются шлейфы длиной до 30 км. Следовательно, в ряде случаев необходимо ставить и решать соответствующую сопряженную термогидродинамическую задачу. [19]
В различных условиях указанный фактор проявляется по-разному, в связи с чем в каждом конкретном случае необходимо выполнять термогидродинамические расчеты по их количественной оценке. [20]
При внутриконтурной же закачке холодной воды в неоднородный по проницаемости и прерывистости пласт, содержащий высо-копарафинистую замерзающую нефть, возникает ряд трудностей при термогидродинамических расчетах. [21]
Однако она недостаточно полно учитывает реальную геолого-промысловую характеристику неоднородных по проницаемости и прерывистости пластов. Для этого случая II применим метод приближенных термогидродинамических расчетов вытеснения высокопарафинистых нефтей водой, достаточно хорошо апробированный практикой проектирования разработки месторождения Узень [3, 4, 128], основные положения которого излагаются в главе 10 настоящей работы. [22]
Решение этих вопросов достигается посредством детального анализа многочисленных вариантов прогнозных термогидродинамических расчетов режимов эксплуатации трубопроводов. Стоит отметить как определенный недостаток, что термогидродинамические расчеты режимов внутрипромысловых трубопроводов все еще делаются независимо от последующих расчетов расходов ингибиторов гидратообразования. Таким образом, термогидравлический расчет проводится приближенно, без учета дополнительного количества жидкости, вносимой в трубопровод для предупреждения гидратообразования; это обстоятельство может влиять на качество проектирования длинных и сверхдлинных шлейфов например, на Бованенковском месторождении проектируются шлейфы длиной до 30 км. Следовательно, в ряде случаев необходимо ставить и решать соответствующую сопряженную термогидродинамическую задачу. [23]
С точки зрения механизма вытеснения, вытеснение нефти из пористой среды горячей и холодной водой является частным случаем вытеснения нефти паром или оторочкой пара с последующим заводнением. Однако вытеснению вязкопластичных парафинистых нефтей холодной водой свойствен и ряд специфических особенностей, связанных с изменением структуры флюидов, фазовыми переходами системы нефть-парафин, которые должны быть учтены в термогидродинамических расчетах этого процесса. [24]
Последовательность воздействия по данной технологии заключается в закачке сначала расчетной оторочки горячего полимерного раствора и последующим продвижением ее в глубь пласта закачкой необработанной воды. Возможен вариант проталкивания оторочки нагретого полимерного раствора горячей водой, если это предусмотрено в технологической схеме. Размер оторочки горячего полимерного раствора определяется термогидродинамическими расчетами и составляет ( по данным промысловых исследований) 20 - 30 % перового пространства продуктивного пласта, который в процессе осуществления ТПВ на основе полученных данных исследований за процессом может быть скорректирован в ту или иную сторону. [25]
Уренгоя, например для Песцового месторождения, наиболее приемлемым считается подземный способ прокладки трубопроводов в теплоизоляции пе-нополиуретановыми скорлупами с толщиной изоляции 50 мм. Этот способ выбран исходя из многолетнего опыта эксплуатации газосборных сетей Медвежьего и Уренгойского месторождений, где испытаны подземные способы прокладки как теплоизолированных, так и нетеплоизолированных трубопроводов. Для более северных месторождений ( Ямбургское, Бованенковское и др.) в настоящее время предлагаются технические решения по надземной прокладке теплоизолированных трубопроводов на низких опорах, что связано с особенностями строения верхней части разреза ММП, а также возможностями подтопления территории в теплое время года. Внутренний диаметр трубопровода и толщину теплоизоляции подбирают исходя из требования обеспечить проектную пропускную способность трубопровода с приемлемыми гидравлическими потерями и достаточно высокой гидродинамической эффективностью, а также по возможности минимизировать расход ингибиторов гидратообразования. Потери давления не должны превышать 0 05 - 0 1 МПа на 1 км шлейфа. Кроме того, ставится условие на скорость газового потока с тем, чтобы полностью обеспечить вынос жидкой фазы из рельефного трубопровода. Решение этих вопросов достигается посредством детального анализа многочисленных вариантов прогнозных термогидродинамических расчетов режимов эксплуатации трубопроводов. [26]