Нужна помощь в написании работы?

Как известно, задачи борьбы с потерями легких фракций и снижения капитальных вложений на обустройство нефтяных промыслов наиболее полно решаются при использовании однотрубной системы сбора нефти и газа. Учитывая специфику условий расположения нефтяных месторождений Западной Сибири (значительная заболоченность местности, суровые климатические условия, большая протяженность выкидных линий), определение возможности использования системы однотрубного сбора с сепарацией нефти в промежуточной или конечной точке сбора имеет особо важное значение.  Одной из серьезных причин, сдерживающих применение указанной системы сбора, является опасность интенсивной парафинизации сети сборных трубопроводов. Уже разработаны различные способы удаления или предотвращения отложений парафина в выкидных линиях при однотрубном сборе нефти и газа. Анализ применения этих способов показывает, что эффективность их использования во многом определяется характером запарафинивания выкидных линий. На нефтяных промыслах Западной Сибири применяется групповой сбор нефти и газа. В то же время характер парафинизации этой системы сбора, как показали исследования многих авторов, имеет для различных условий и месторождений свои специфические особенности: характер распределения отложений парафина по периметру трубопровода и по его длине.

Исследования проводили на месторождениях Шаимской группы, Усть-Балыкском, Мегионском и Западно-Сургутском следующим образом. Скважины, подготовленные для исследования, эксплуатировались определенное время на заданном режиме, в течение которого велись наблюдения за температурой, расходом и давлением в трубопроводе. После остановки скважины определялась интенсивность запарафинивания различных участков трубопровода путем вскрытия контрольных катушек, установленных по линии на различном расстоянии от скважины, и замера количества отложившегося на них парафина с зарисовкой профиля отложений по периметру трубы.

Все экспериментальные выкидные линии были проложены на поверхности земли. Диапазон дебитов скважин изменялся в широких пределах: от 7 т/сутки до 250 т/сутки. Большая протяженность выкидных линий (до 3450 м) позволила изучить процесс парафинизации в полном развитии.

 В результате исследований были выявлены три формы распределения отложений парафина по длине трубопровода, которые приведены на рис. 16. Форма 1 наиболее характерна для выкидных линий Трехозерного месторождении,  типичная, часто встречается на месторождениях Татарии, Башкирии и других районов. Запарафинивание трубопроводов в этом случае, как правило, не происходит по всей его длине, а распространяется от скважины лишь на определенную длину трубопровода. Как показали исследования, длина участка парафинизации выкидной линии определяется параметрами работы скважины и трубопровода. Интересным в этом отношении является профиль отложений по длине трубопровода.

  Рис. 16.  Характер распределения парафина по длине выкидной линии

На первой катушке парафиновая масса рыхлая, пузырчатая, состоящая из отдельных крупинок. Поверхность отложений бугристая, рассечена продольными трещинами. Цвет отложений черный с коричневатым оттенком.

Форма II (рис. 16) распределения парафина по длине выкидной линии характерна для скважин, при эксплуатации которых зона парафинизации прослеживается на всю длину выкидной линии с максимальной толщиной отложений, расположенной не на устье скважины, а на некотором удалении от нее.  При этом на различных режимах эксплуатации скважины зона максимальной толщины отложений может смещаться в ту или другую сторону. В зависимости от дебита скважины отложения могут быть равномерно распределенные по сечению трубы или состоять из двух слоев: нижний, непосредственно соприкасающийся с поверхностью трубы, представлен плотными коричневатыми отложениями. Верхний слой образован рыхлыми, легко разрушающимися зернистыми отложениями черного цвета.

Внимание!
Если вам нужна помощь в написании работы, то рекомендуем обратиться к профессионалам. Более 70 000 авторов готовы помочь вам прямо сейчас. Бесплатные корректировки и доработки. Узнайте стоимость своей работы.

Характерным для отложений формы III (рис.16) является то, что процесс парафинизации возникает в отдаленной от устья скважины части трубопровода. Зона парафинизации распространяется на оставшуюся длину выкидной линии. Свежеобразованная масса парафина характеризуется низкими механическими свойствами и подвергается одновременному действию двух процессов: процесса накопления смоло-парафиновой массы и ее периодического срыва.

Несмотря на различие процесса парафинизации выкидных линий, следует отметить, что в характере парафинизации трубопроводов имеется общая закономерность. Общим для них является затухающий характер процесса в выкидной линии при различных термодинамических условиях эксплуатации трубопроводов.

Выше отмечалось, что основное количество парафина выпадает при температуре, близкой температуре насыщения нефти твердой фазой. Во время снижения температуры этот процесс изменяется. Поэтому, хотя концентрация твердых углеводородов в растворе и увеличивается с понижением температуры потока, процент выпадения его из раствора непрерывно уменьшается, чем и объясняется затухающий характер распределения отложений парафина по длине выкидной линии.

Рассматривая же характер распределения парафиновых отложений по периметру трубопровода, необходимо отметить пять форм отложений (рис. 17). Такое расположение отложений парафина по сечению трубы определяется рядом факторов. Так, исследованиями, проведенными на Ромашкинском и Туймазинском месторождениях, было установлено, что форма отложений парафина по сечению трубы зависит от структуры газонефтяного потока и от ряда других факторов: наличия резких изгибов трубопровода, изменение его диаметра и др.

Форма отложений I (рис. 17) была встречена на участке трубопровода, где, видимо, не наблюдается расслоения газонефтяного потока на нефтяную и газовую фазы. Интересно отметить тот факт, что для этой формы отложений характерен сравнительно высокий дебит скважины.

Рис. 17. Формы отложения парафина по сечению выкидной линии

Формы II и III наблюдались на участке трубопровода, где происходит более или менее четкое расслоение потока на нефть и газ. При увеличении давления в выкидной линии происходит парафинизация трубы по всему периметру.

IV и V формы отложений объясняются, видимо, различной структурой движения газонефтяного потока: именно способностью кристаллов парафина находиться на поверхности раздела нефтяной и газовой фазы можно объяснить образование боковых наростов парафиновых отложений в условиях режима с расслоенной структурой (рис.17,18).

Рис.18 . Форма отложения парафина по сечению трубы

Процесс парафинизации трубопроводов (при прочих равных условиях) определяется двумя параметрами: температурой и скоростью движения потока. Установлено, что уменьшение температуры потока приводит к росту отложений парафина. Увеличение же скорости потока приводит к увеличению зоны запарафинивания трубопровода и перемещению зоны максимальных отложений от устья по длине выкидной линии. Однако замечено, что рост отложений парафина прекращается при достижении определенной скорости потока; это связано с увеличением касательных напряжений на стенках трубопровода до величины, превышающей критические напряжения в отложениях парафина на границе с потоком жидкости.

Следовательно, с точки зрения предотвращения отложений парафина в трубопроводах желательно увеличивать скорости потока, что может быть достигнуто путем некоторого уменьшения диаметра выкидных линий. Увеличение скорости приведет к улучшению температурного режима трубопроводов в связи с тем, что, во-первых, при охлаждении потока (режим турбулентного движения) интенсивность теплоотдачи потока ниже, чем при нагревании потока, во-вторых, теплоотдача зависит еще и от температурного напора, а, следовательно, и от тепловой нагрузки поверхности нагрева - с увеличением температурного напора теплоотдача при нагревании жидкости возрастает, а при охлаждении - убывает. Все эти доводы указывают на то, что выгоднее применять выкидные линии меньшего диаметра. Однако уменьшение диаметра выкидных линий может привести к увеличению гидравлических сопротивлений и увеличению интенсивности отложений парафина.

При выборе диаметра трубопровода в связи с увеличением гидравлических сопротивлений следует учитывать как возможные дебиты скважин, так и минимальные значения возможных напоров на их устье при фонтанном способе эксплуатации.

Дебиты большинства скважин Западно-Сургутского месторождения будут равными до 300 м3/сутки и до 150 м3/сутки для Трехозерного месторождения. При диаметре выкидной линии 102 мм перепады давления на 1 км длины будут соответственно 0,85 и 0,62 кГ/см2. Опытом установлено, что при сопоставимых дебитах перепад давления в выкидных линиях диаметром 63,5 мм увеличивается на 28—40% и достигает соответственно 1,20 и 0,87 кГ/см2 на 1 км.

Располагаемый напор в конце выкидной линии обеспечивает дальнейший транспорт жидкости до дожимной насосной станции.

Для определения парафинизации выкидных линий меньшего диаметра была смонтирована экспериментальная выкидная линия диаметром 63,5 мм, проложенная параллельно основной нитке диаметром 102 мм.

Исследования проводились в летний период с июня по август, на Западно-Сургутском месторождении.

Результаты показали, что толщина отложений парафина в 63,5-мм трубопроводе увеличилась по сравнению с толщиной отложений в 102-мм трубе, и,  на первый взгляд кажется, что интенсивность его парафинизации выше. Но если учитывать количественное отношение отложившегося парафина к 1 т добытой нефти, то становится очевидно, что интенсивность роста отложений одинакова или даже несколько выше в трубах диаметром 102 мм.

Это хорошо видно из данных по Западно-Сургутскому месторождению, приведенных в табл. 5.

Если же учесть, что для борьбы с отложениями парафина в выкидных линиях любого диаметра зона парафинизации будет перекрываться трубами с футерованной поверхностью, то, очевидно, целесообразнее применять выкидные линии диаметром 63,5 мм вместо 102-мм сборных трубопроводов. Это позволяет уменьшить металлоемкость и капиталовложения на 20—25%.

Таблица 5

Влияние диаметра выкидной линии на отложение парафина

Номер

скважи

ны

Диаметр

выкидной

линии,

мм

Давление

в начале

выкидной

линии,

кГ/см2

Расход

нефти,

т/сут

Время

парафи-низации,

сут

Кол-во

добытой

нефти,

м3

Объем

Отложе-

Ний,

м3

Отношение отложений

к добытой

нефти,

 %

 

 

162

63,5

3,0

14

4,1

73

0,025

3,48*10-2

 

162

63,5

3,8

55

4,0

258

0,015

0,58*10-2

 

162

102

3,8

60

11,0

768

0,059

0,76*10-2

 

162

63,5

3,6

74

11,0

950

0,043

0,45*10-2

Если в скважинах при подъеме нефти от забоя к устью определенное влияние оказывает процесс разгазирования нефти, то в выкидных линиях и сборных коллекторах этим процессом можно пренебречь. В этих условиях температура потока снижается только за счет отдачи тепла в окружающую среду.

Температурный перепад влияет на характер парафинизации оборудования резче в трубопроводах, подверженных сезонным температурным колебаниям. А поскольку все исследуемые выкидные линии были проложены по поверхности земли, температурные перепады в зимний период достигали довольно больших величин, что отразилось на увеличении интенсивности их запарафинивания. В целом большему температурному перепаду соответствует большая интенсивность запарафинивания оборудования. Длина и толщина отложившегося слоя парафина находятся в прямой зависимости от производительности скважины, что хорошо иллюстрируется характером кривых, приведенных на рис.19.

Поделись с друзьями