ТЕМПЕРАТУРНЫЙ РЕЖИМ ТРУБОПРОВОДОВ СИСТЕМЫ ПРОМЫСЛОВОГО СБОРА НЕФТИ

Как известно, на процесс выпадения парафина из раствора преобладающее влияние оказывает снижение температуры потока, происходящее вследствие отдачи тепла в окружающую среду и разгазирования нефти по длине подъемных труб. Проведенными исследованиями установлено, что в общем температурном балансе доля охлаждения потока при разгазировании составляет в среднем 23 — 37%, т. е. основная доля тепла теряется потоком за счет теплоотдачи в окружающую среду. Это в основном происходит в выкидных линиях при движении газонефтяного потока от устья скважины до пунктов сбора нефти.

Особенности такого процесса при разработке нефтяных месторождений Западной Сибири связаны с высокими пластовыми температурами (табл.1): интервал температур насыщения нефти твердой фазой расположен в скважинах на сравнительно небольших глубинах (400—700 м).  Опытами установлено, что при более интенсивном  охлаждении потока уменьшается зона парафинизации,  хотя рост отложений увеличивается. Это относится только к выкидным линиям, где процесс разгазирования жидкости стабилизируется.

На характер парафинизации сборных трубопроводов при совместном транспорте нефтегазовых смесей в основном действует распределение температуры по длине участка от устья скважины до пунктов сбора нефти. Потери тепла в выкидных линиях могут различно влиять на распределение и интенсивность парафиновых отложений по длине: чем больше температурный перепад на единицу длины трубопровода, тем больше интенсивность отложений парафина, но при этом зона парафинизации сокращается. Другими словами, чем раньше наступит температурная стабилизация потока, тем меньше участок парафинизации.

На рис.12 показаны зависимости температуры потока в конце участка выкидной линии диаметром 102 мм, длиной 1 км (принятом проектами обустройства месторождений) при различных дебитах скважин и температурах наружного воздуха. Кривые 1, 2 построены на основании действительных измерений температуры потока в выкидных линиях. Кривая 3 построена путем экстраполяции действительных значений температур в конце трубопровода. По этой кривой можно определить минимальный дебит скважины, при котором температура в конце выкидной линии остается положительной (0° С) при более низких температурах окружающего воздуха (—40° С). В этом случае дебит равен 50 т/сутки.

В табл.3 приведены значения температурных перепадов от устья скважин до групповых замерных установок.

Как видно из таблицы, по всей длине выкидных линий не наблюдается температурной стабилизации потока. Этим можно объяснить тот факт, что парафинизация трубопроводов в промысловой системе сбора нефти наблюдается почти на всю длину. Но зона интенсивных отложений парафина не распространяется далее 200—300 м, что необходимо учитывать при осуществлении мероприятий по борьбе с отложениями парафина. Тепловой режим в выкидных линиях характеризуется нестационарностью тепловых процессов.  При тепловых расчетах системы трубопроводов внутрипромыслового сбора нефти невозможно учесть все указанные выше факторы, влияющие на теплопотери в условиях месторождений Западной Сибири, из-за большого многообразия грунтовых условий (трассы трубопроводов осложнены частым чередованием видов грунта, болот и сухих участков).

Рис.12.  Зависимость температуры газонефтяного потока в конце участка длиной 1 км от производительности скважины и температуры окружающей среды

1— фактическое распределение температуры потока при производительности скважины 30 т/сутки (скорость потока жидкости 0,053 м/сек);

2 — то же, при производительности скважины 60 т/сутки (скорость потока жидкости 0,1 м/сек); З — экстраполяционная кривая распределения  температуры потока при производительности скважины 50 т /сутки (скорость потока 0,088 м/сек)

Таблица 3

Изменение температуры потока по длине выкидной линии

Поэтому более целесообразно определять общий (полный) коэффициент теплопередачи k от нефтегазового потока в грунт, входящий в формулу Шухова:

,                                               (2)       

где:  tk—температура в конце выкидной линии, °C;

 to—температура на глубине заложения выкидных линий, °С;                  

 tн—температуры потока в начале выкидной линии, °С;                          

G — весовой расход нефти, кг/ч;         

D —диаметр трубы, м;                 

l —длина трубопровода, м;           

С — теплоемкость нефти, ккал/(м2*ч*°С).

Экспериментально найденный коэффициент полной теплопередачи k учитывает комплекс параметров, влияющих на тепловые процессы при движении нефтегазовых смесей в трубопроводах.

Полный коэффициент теплопередачи может быть рассчитан по формуле Шухова решением обратной задачи. Для этого уравнение (2) решается относительно k.     

Результаты расчета коэффициента теплопередачи по данным промысловых  исследований на Усть-Балыкском нефтяном    месторождении представлены на рис. 13.

Рис. 13.  Зависимость полного коэффициента теплопередачи k от

производительности    трубопровода. 1 — скв. 816; 2— скв. 72.

Из графиков видно, что коэффициент k возрастает с увеличением расхода нефтегазовой смеси, он также зависит от свойств последней (коэффициенты теплопередачи и характер их изменения по скважинам, эксплуатирующим пласты с различными физико-химическими свойствами нефти, отличаются друг от друга). Коэффициенты теплопередачи выкидных линий скважин изменяются в очень широких пределах в зависимости от расхода нефтегазовой смеси. Например, для выкидных линий скважин, эксплуатирующих пласт Б1, он изменяется от 1,5 ккал/(м2*ч*оС) до 13,5 ккал/(м2*ч*оС), при изменении расхода нефти от 90 до 450 м3/сутки, а по выкидным линиям скважин пласта БII+III от 3,0 до 15,0 ккал/(м2*ч*оС) при изменении расхода нефти от 80 до 250 м3/сутки.

Такие высокие значения коэффициента теплопередачи обусловливают значительные тепловые потери по длине выкидных линий скважин. По экспериментальным значениям коэффициента k можно определить кривые падения температур потока по длине выкидных линий, заложенных на различные глубины. На рис. 14 приведены такие кривые. При расчете принимались за температуру окружающей среды минимальные температуры в соответствующей глубине самого холодного периода за 1964—1967 гг. Для этих характерно  кривых незначительное изменение конечных температур при уменьшении глубин прокладки трубопроводов от 2,4 до 0,2 м. Например, при длине выкидной линии 1000 м и глубине прокладки 0,2 м конечная температура равна 26,5°С, а при глубине 2,4 м = 29°С, т. е. повышается всего на 2,5° С. При увеличении длины выкидных линий до 5000 м эта разница конечных температурах увеличивается до 5° С.

Рис. 14.  Расчетные кривые уменьшения температуры потока по длине выкидных линий скважин пласта Б1 Усть-Балыкского месторождения

1 — глубина заложения выкидной линии 0,2 м; 2 — глубина заложения выкидной линии 2,4 м

Следует подчеркнуть, что по формуле Шухова для тепловых расчетов промысловых нефтегазопроводов получают удовлетворительные результаты при условии экспериментального обоснования полного коэффициента теплопередачи k для конкретных условий данного месторождения.

В табл. 4 приведены расчетные и фактические температуры в конце выкидных линий скв. 72 и 816 Усть-Балыкского месторождения.

Таблица 4

Температуры потока в начале и в конце выкидной линии

Видно, что ошибка в расчете конечных температур находится в пределах 2—4° С.

В нефтесборных коллекторах температурные потери значительно ниже, чем в выкидных линиях скважин. Вследствие небольшого содержания свободного газа после 1 ступени сепарации поток в коллекторах по структуре приближается к однофазному. Проведенные на месторождениях Западной Сибири экспериментальные исследования температурных режимов нефтесборных коллекторов показывают, что полный коэффициент теплопередачи от нефтегазовой смеси в окружающий трубопровод грунт составляет около 2 ккал/(м2*ч*оС). Отсюда следует, что основные температурные потери в системе промыслового сбора нефти происходят до 1 ступени сепарации, т. е. на участках скважина—установка 1 ступени сепарации. Обычно длины участков от трубопроводного замерного устройства (ТЗУ) до нефтесборного коллектора сравнительно небольшие. Температурный режим нефтесборных коллекторов зависит от температуры нефти на установках 1 ступени сепарации и их производительности.                                            

 С целью определения предела изменения температуры потока в коллекторах в течение года были проведены исследования в марте (самые низкие температуры грунта) и в августе (самые высокие температуры) 1968 г. на Усть-Балыкском и Западно-Сургутском месторождениях.

  На рис. 15 приведена принципиальная схема исследованного участка коллектора. Изменение температур по длине отдельных участков условно показано прямыми линиями. Из графиков видно, что на участках нефтегазопроводов до 1 ступени сепарации наблюдается резкое падение температур.

На Западно-Сургутском месторождении на участках нефтесборного коллектора от ДНС-1 до КСУ-1 наблюдаются незначительные потери тепла. На концевую сепарационную установку поступает нефть с температурой 6,8° С зимой и 13,6° С летом.            

Следует отметить, что приведенные данные о температурном режиме работы внутрипромысловых трубопроводов относятся к безводному периоду эксплуатации месторождений. В дальнейшем при увеличении загруженности трубопроводов и росте обводненности продукции скважин повысится температура как на устье скважин, так и в системе промыслового сбора нефти.

Рис. 15.  Изменение температуры по длине экспериментального участка нефтесборного коллектора на Западно-Сургутском месторождении

Замеры: 1 — зимние; 2 — летние. КСУ — концевая сепарационная установка; ДНС—дожимная насосная станция; ТЗУ—трапная замерная установка

Таким образом, нефтяные месторождения Западной Сибири характеризуются повышенным тепловым режимом (высокие температуры на устье и довольно высокие температуры в системе промыслового сбора). Задача заключается в том, чтобы рационально использовать этот положительный фактор для предотвращения образования парафиновых отложений, транспорта нефти и в деэмульсации, что можно достигнуть при учете теплового режима работы нефтегазопроводов в проектах обустройства промыслов.