sbornik_FTT_2015_1__1

230

рехода полимера в вязкотекучее состояние составила 4 мм, зона перехода материала в высокоэластичное состояние (температура более 140 °С) - 40 мм. Изза большого коэффициента температурного расширения полиэтилена диаметр трубы, примыкающей к нагревателю, увеличился до 320 мм, что условно может быть определено как увеличение толщины стенки в месте нагрева с 35мм до 40 мм. По окончании выдержки нагрева и разведении зажимов сварочной установки происходит снижение температуры поверхностных слоев заготовки, что приводит к возвращению толщины стенок в первоначальное состояние и появлению впадины (мениска) между свариваемыми трубами. Глубина мениска в условиях эксперимента составила 1,5-2 мм. При сближении соединяемых поверхностей, начинается пластическая деформация слоев, доведенных до вязкотекучего состояния. Именно в этот момент в процессе взаимного перемешивания расплавленных слоев создаются условия для образования межмолекулярных связей на обеих поверхностях. В идеальном случае, должен наблюдаться симметричный поток расплава от середины стенки к ее поверхностям - наружной и внутренней. При сварке труб большого диаметра в процессе пластического течения начинают наблюдаться дополнительные смещения потоков расплава, связанные с действием сил тяжести и большой кривизной поверхности стенки трубы. Точки разделения потоков смещаются относительно центрального сечения стенки вверх и вниз, поток окисленного поверхностного слоя стыка, направленный вверх, не достигает внешней поверхности стенки трубы, а поток, направленный вниз, наоборот, выходит за переделы стенки труб с образованием грата увеличенных размеров, снижая тем самым механические показатели сварного соединения. Поток окисленного поверхностного слоя, направленный вниз, наоборот, выходит за пределы стенки труб, образуя грат увеличенных размеров. Таким образом, даже при идеальном соблюдении рекомендуемых режимов сварки, наблюдается существенное отличие качества сварного соединения в различных точках окружности свариваемых труб.

231

Решением данной проблемы может стать применение сварки с горизонтальным расположением свариваемых поверхностей, а также применение высокотемпературной сварки.

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК 1.Соколов В.А. Сварка соединительных деталей из полиэтиленовых

труб большого диаметра / В.А. Соколов, Е.А. Бондаренко // Труды IV Международной научн. техн. конф. - Томск: Изд-во ТПУ, 2008. - С. 434-436.

УДК 622.691.4

РАСЧЕТ РАЗВЕТВЛЕННЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ С УЧЕТОМ ОСОБЕННОСТЕЙ ОПРЕДЕЛЕНИЯ КОЭФФИЦИЕНТА ГИДРАВЛИЧЕСКОГО СОПРОТИВЛЕНИЯ

И.В. Якимив, Я.Л. Панчишин, ИФНТУНГ, г. Ивано-Франковск, Украина

Разветвленные трубопроводы представляют собой сложные трубопроводные системы, состоящие из основной магистрали и отводов к путевым потребителям. В разветвленных трубопроводных системах можно реализовать большое количество различных режимов их работы, зависящее от количества отводов, одновременно включаемых в работу. Гидравлический расчет разветвленных нефтепроводов базируется на основных законах и уравнениях гидродинамики, основными из которых являются уравнение неразрывности потока и уравнение Бернулли. В результате гидравлического расчета разветвленных трубопроводов определяется расход жидкости на участках основной магистрали и в отводах, а также давления в характерных точках трассы магистральных трубопроводов.

Исходными уравнениями для расчетов являются уравнения баланса напоров, записанные для основной магистрали и направлений, включающих часть основной магистрали и отвод [1, 2].

Уравнения баланса напоров дополняются уравнениями баланса расходов для узловых точек.

Сложность решения системы уравнений состоит в том, что коэффициенты гидравлического сопротивления, входящие в уравнения баланса напоров,

232

являются сложными функциями, зависящими от неизвестных величин расходов нефти на участках основной магистрали и в отводе. Причем вид функциональной зависимости связан с режимом течения нефти в трубопроводе.

Для того чтобы не допустить занижения величины коэффициента гидравлического сопротивления нефтепровода и учесть рекомендации действующих норм проектирования в разветвленных нефтепроводах предлагается осуществлять выбор формулы для определения этого коэффициента с использованием граничного числа Рейнольдса путем введения понятия эффективной эквивалентной шероховатости труб [3].

Разработан алгоритм и программное обеспечение гидравлического расчета разветвленного трубопровода, позволяющие определить расход жидкости в отводе и на участках основной магистрали

Предложенный алгоритм расчетов может быть использован организациями, занимающимися эксплуатацией трубопроводов, при оценке поступлений нефти на конечный пункт трубопровода и потребителям, находящимся в конце отводов.

БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК

1. Середюк М.Д. Трубопровщний транспорт нафти i нафтопродуклв / Середюк М.Д., Якимiв Й.В., Люафш В.П. - 1вано-Франювськ: Кременчук, 2001. - 517 с. 2. Якимiв Й.В. Типовi технолопчш розрахунки трубопроводного транспорту нафти i нафтопродуклв / Якимiв Й.В. - 1вано-Франювськ: Факел, 2006. - 366 с.

3. Середюк М.Д. Обгрунтування вибору математичних моделей для коефщента гiдравлiчного опору в нафтопроводах / М.Д. Середюк , Н.В. Люта // Нафтова i газова промисловють. - 2000. - № 2. - С. 35-37.

235

УДК 622.692

MODELLING OF WELLBORE HEAT TRANSFER FOR OPTIMISING OIL & GAS

PRODUCTION

Rudolf K. Fruhwirth

Dipl.-Ing. Dr.mont.

Chair of Petroleum and Geothermal Energy Recowery

MONTAN UNIVERITAT,

LEOBEN, AUSTRIA

Knowledge of the fluid temperature in a borehole is of general interest since it affects the properties of the mud when drilling a borehole as well as the nature of crude oil or natural gas during production.A reservoir fluid usually has the highest temperature when leaving the reservoirand entering the borehole, but due to the geothermal gradient and a lack of thermal isolation against the formation the crude oil or natural gas will cool down during the path to the surface.In case of crude oil production the viscosity may increase dramatically [e.g. Alomair et al., 2012], orthe cloud point might be approached and wax or paraffin can begin to precipitate from solution [e.g. Kruka et al., 1995] which is of particular interest in an Arctic environment [Singh et al., 2007]. During gas production liquid loading of the well occurs when the gas velocity within the well drops below a certain critical gas velocity [Dousi et al., 2005 & 2006]. Although at reservoir pressure and temperature, no free liquids might be produced, water and condensate can drop out of the gas stream as the gas cools down on the path to the surface [Pigott et al., 2002]. To optimise counteractions against above mentioned challenges, a method has been developed that enables the simulation of the fluid temperature during production. The approachincorporates variable borehole diameters with complex well completions including partial cementation and vacuum and gas isolated tubing. To give a more accurate attention to the geology surrounding the borehole, a layered formation model - accounting for their different thermodynamic propertiesis included in a transient way.In principle, the model is separated into two parts, a steady state borehole model and a transient earth model, connected via the borehole wall temperature.

The steady state borehole model is responsible for the calculation of the temperatures of the fluid along the borehole trajectory, the fluid might be either pro-

236

duced from or injected into the reservoir as well as circulated down in the tubing and up in the annulus or vice versa. Deterministic solution approaches incorporating a linear temperature gradient for the earth model are sufficiently published [e.g. Bullard, 1947; Raymond, 1969; Holmes & Swift, 1970; Szarka & Bobok, 2012], but with the major constraint, that the borehole conditions like well diameter, completion, tubing type as well as the temperature gradient and formation parameters should not change. To tackle that challenge the borehole is vertically separated into sections in a way that within each of those particular parts identical conditions exist; e.g. equal diameters, equal materials and equal formation properties among others. Each of those sections yield in a model for the fluid temperature as a function of the depth, numerous models can be stacked by using the fluid temperatures at the section boundaries as boundary conditions for the governing differential equations. The transient earth model considers that the earth temperature in the vicinity of the borehole changes during production. For a quantification of that several deterministic approaches are published and available, most of them result in the so-called transient heat conduction function sometimes also denoted as G-function. One of those approaches is based on the infinite line source model [e.g. Bullard, 1947] and another one on the infinite cylindrical heat source model. The line source model can be considered as an infinite slim borehole serving as a heat sink or source to the surrounding earth. The solution of that model is per se analytical but has its limitations because real world boreholes have of course a finite diameter whereas the cylindrical heat source model is more accurate but much more complex in both, the development and the calculation.

The complete model includes finallyconduction and radiationmodels to handle heat transfer throughmechanically as well as vacuum or gas insulated tubingand through the annulus;convective heat transfer models based on the Nusselt,Prandtland Reynolds number are applied to quantify the heat transfer coefficients for both, free and forced convection. Combining such a wellbore heat transfer model with other sophisticated models e.g. for estimating viscosity, cloud point temperature or liquid loading, yields on the one hand to a better understanding of what is happening in the

237

borehole, and on the other hand critical events like gas lock or wax appearance can be predicted more accurate.

References

Alomair, O. A., Hamed, M., Ali, M. A. J., & Alkoriem, A. (2012). Heavy Oil Viscosity and Density Prediction at Normal and Elevated Temperature. SPE- 163342-MS, Society of Petroleum Engineers, doi:10.2118/163342-MS

Bullard, E. C. (1947). The Time Necessary for a Bore Hole to Attain Temperature Equilibrium. Geophysical Journal, vol. 5, issue s5, pp. 127-130, DOI: 10.1111/j.1365-246X.1947.tb00348.x

Dousi, N., Veeken, C. A. M., & Currie, P. K. (2005). Modelling the gas well liquid loading process. Society of Petroleum Engineers. SPE-95282-MS, Society of Petroleum Engineers,doi:10.2118/95282-MS

Dousi, N., Veeken, C. A. M., & Currie, P. K. (2006). Numerical and Analytical Modelling of the Gas Well Liquid Loading Process. Society of Petroleum Engineers. SPE-95282-PA, Society of Petroleum Engineers, doi:10.2118/95282-PA

Holmes, C. S., & Swift, S. C. (1970). Calculation of Circulating Mud Temperatures. SPE-2318-PA, Society of Petroleum Engineers. doi:10.2118/2318-PA

Kruka, V. R., Cadena, E. R., & Long, T. E. (1995). Cloud-Point Determination for Crude Oils. SPE-31032-PA, Society of Petroleum Engineers, doi: 10.2118/31032-PA

Pigott, M. J., Parker, M. H., Mazzanti, D. V., Dalrymple, L. V., Cox, D. C., & Coyle, R. A. (2002). Wellbore Heating to Prevent Liquid Loading. SPE-77649-MS, Society of Petroleum Engineers, doi:10.2118/77649-MS

Ramey, H. J. (1962). Wellbore Heat Transmission. SPE-96-PA, Society of Petroleum Engineers. doi:10.2118/96-PA

Raymond, L. R. (1969). Temperature Distribution in a Circulating Drilling Fluid. SPE-2320-PA, Society of Petroleum Engineers. doi:10.2118/2320-PA

Singh, P., Walker, J., Lee, H. S., Gharfeh, S., Thomason, B., & Blumer, D. (2006). An Application of Vacuum Insulation Tubing (VIT) for Wax Control in an

238

Arctic Environment. OTC Conference Paper, OTC-18316-MS, Offshore Technology Conference, doi:10.4043/18316-MS

Szarka, Z., Bobok, E.(2012). Determination of the temperature distribution in the circulating drilling fluid.In: Geosciences and Engineering, Vol. 1, No. 1 (2012), pp. 37-47. HU ISSN 2063-6997

УДК 622.692

ИССЛЕДОВАНИЯ ВЛИЯНИЯ ДАВЛЕНИЯ ПЕРЕКАЧКИ НЕФТИ НА НАПРЯЖЕННО-ДЕФОРМИРОВАННОЕ СОСТОЯНИЕ УЧАСТКА НАДЗЕМНОГО ТРУБОПРОВОДА

Д. Ф. Бикмухаметов, Г.Е. Коробков, УГНТУ, г. Уфа

Освоение нефтегазовых месторождений с различных удаленных друг от друга точек подразумевает их соединение посредствам межпромысловых трубопроводных систем [1]. Эксплуатация данных межпромысловых трубопроводов характеризуется постоянной вариативностью параметров перекачки нефти, связанной с: проведением плановых ремонтных работ на самом трубопроводе, промежуточной или конечной точках перекачки или переработки; реализацией программы добычи с того или иного куста; очисткой полости трубопровода; изменениями планов поставки нефти конечному потребителю, сезонностью и погодными условиями и т.д. Одним из основных параметров перекачки нефти, влияющим на напряженно-деформированное состояние надземного трубопровода, является давление в трубопроводе [2, 3].

Авторами были произведены исследования поведения надземного трубопровода при различных параметрах перекачки. Объектом исследования явился межпромысловый надземный трубопровод компании Тоталь Разведка Разработка Россия на Харьягинском месторождении.

Задачей данной работы было проанализировать поведение надземного участка трубопровода с изменением давления в нем. В момент окончания строительства данного участка трубопровода были произведены маркшейдерские работы с целью определения первоначального пространственного положения нефтепровода в местах скользящих и неподвижных опор, отводах. Далее после

239

ввода надземного трубопровода в эксплуатацию, была произведена геодезическая съемка трубопровода при рабочем давлении Рраб=13.9 МПа. В дополнение к вышеперечисленным замерам были произведены геодезические съемки трубопровода в процессе его эксплуатации в летний период при плановом снижении давлении перекачки нефтепродукта. Другие параметры перекачки в трубопроводе оставалось на прежнем уровне. Были получены данные о пространственном положении трубопровода при рабочем давлении Рраб=10 МПа, Рраб=11

МПа, Рраб=12 МПа, Рраб=13 МПа. После обработки данных были получены результаты по суммарному смещению трубопровода в пространстве в местах его опор. По результатам геодезических исследований было установлено, что увеличение рабочего давления в трубопроводе приводит к увеличению смещения надземного трубопровода в пространстве относительно своего первоначального положения.

Вдополнение, для более точного анализа, данный участок трубопровода был проанализирован с помощью программного продукта. Были получены значения напряжений и усилий, возникающих в трубопроводе, значения смещений надземного участка трубопровода при его эксплуатации. Совпадение с натурными экспериментами составило 88%.

Входе проделанного анализа было подтверждено, что увеличение давления в трубопроводе приводит к возникновению дополнительных продольных осевых напряжений, связанных с упругопластической работой металла. Возникновение продольных осевых напряжений приводит к смещению трубопровода относительно своего первоначального положения. В ходе эксперимента и анализа были получены графики зависимости суммарных перемещений участков трубопровода в зависимости от изменения давления перекачиваемой нефти. Просматривающаяся на первый взгляд линейная зависимость между перемещениями трубопровода по участкам и рабочим давлением в трубе, на самом деле имеет «затухающий» вид. Зависимость приобретает степенной вид, где степень меньше единицы или стремится к ней. Таким образом, с увеличением давления градиент перемещения трубопровода в пространстве будет то-