Учебное пособие 1548

При тепловом воздействии следует поддерживать в пласте температуру, не превышающую некоторой минимально необходимой для данного месторождения температуры - эффективной температуры вытеснения - Тэф. Эта температура определяется по графику зависимости вязкости нефти конкретного месторождения от температуры (рис. 2.7), то есть принимается в качестве эффективной температуры то ее значение, при котором дальнейшее повышение температуры практически не влияет на снижение вязкости нефти. После определения эффективной температуры вытеснения принимается условие, что при суммарном нагнетании теплоносителя и холодной воды в объеме αVпор средняя температура части пласта βVпор должна быть равной Тэф. В этом случае уравнение баланса тепла будет следующее:

где Q(T) - объем нагнетаемого теплоносителя в пересчете на конденсат; Q(X) - объем нагнетаемой холодной воды;

Q1 - количество тепла, накапливаемого в пласте;

Q2 - количество тепла, выносимого из пласта вместе с добываемой жидкостью;

Q3 - количество тепла, теряемого в окружающие породы; Q(T) и Q(X) удовлетворяют соотношению

Слагаемые правой части уравнения (2.2) приближенно могут быть представлены в аналитическом виде:

при этом объемная теплоемкость пласта с насыщающими его жидкостями

где ρск и ρж - плотность скелета пласта и жидкости, содержащейся в нем, а сск и сж - соответственно, удельная теплоемкость скелета пласта и жидкости.

Количество тепла, выносимого из пласта вместе с добываемой жидкостью,

а теплопотери в окружающие породы составляют

11

Видно, что объемы порций теплоносителя V(T) и холодной воды V(X) связаны друг с другом соотношением

Подставив в (2.8) вместо Q(T) его значение из уравнения (2.2) получаем характеристику, определяющую технологический режим по данной технологии, т.е. формулу (2.1) .

Приняв α = 2, β = 1, построим номограмму зависимости от¬ношения V(T)/V(X) от эффективной температуры вытеснения для различных значений температур теплоносителя (рис. 2.3). Видно, что

То есть коэффициент α определяет суммарную закачку в пласт теплоносителя и холодной воды в долях от объема пор разрабатываемого участка пласта. Опыт применения термических методов на конкретных месторождениях показывает, что для достаточного охвата пласта вытеснением необходимо прокачивать через пласт объем вытесняющего агента, составляющий не мене двух объемов пор (α ≥ 2). В технологических схемах разработки залежей высоковязкой нефти обычно определяется суммарная закачка агентов воздействия V(T) + V(X) в диапазоне 2-3 объемов пор с учетом экономической целесообразности и рентабельности.

Так, например, при известном способе с использованием тепловых оторо-

чек (ПТВ, ВГВ) задают величину тепловой оторочки Q(T)/Vnop в пределах 0,4- 1,0, а затем двумя-тремя объемами воды вытесняют остаточную нефть. Значе-

ние α = 2 выбирается из практических соображений, так как с увеличением α увеличиваются теплопотери в окружающие нефтяной пласт породы и эффективность теплового воздействия постепенно снижается.

Коэффициент β используется для обозначения доли прогретой части пласта (β<1, если требуется прогреть не весь пласт, и β = l, если необходим прогрев всего пласта).

12

Рис. 2.3. Номограмма режима ИДТВ

V(T)/V(X) = f (Tα, Тэф), α = 3

Основная практическая задача заключается в следующем: какое количество теплоносителя Q(T) необходимо закачать в пласт и какое должно быть соотношение импульсов Q(T)/Q(Х), чтобы при заданном объеме закачки теплоносителя и холодной воды в количестве двух поровых объемов Q(T)+Q(Х)=2Vпор температура всей части пласта достигала в среднем значения Тэф. Поэтому основным значением коэффициента β является значение β = 1.

Таким образом, при α = 1 и β = 1 по предложенной формуле (2.1) определяем постоянное значение соотношения V(T)/V(X) на весь период теплового воздействия. Использование для этой цели других значений (β <1) нецелесообразно, так как в этом случае обеспечивается прогрев до Тэф лишь части объема пласта, и необходимый тепловой фронт не достигает ряда добывающих скважин.

13

С помощью общей формулы (2.1) можно решать обратную задачу. Например, технологический режим осуществляется с известным соотношением V(T) / V(X) = А. При анализе с целью регулирования процесса разработки важно знать динамику прогрева в любой момент времени. Задавая время, соответствующее

суммарной закачке агентов в количестве Q(T) +Q(X) = 0,5 Vпор, α = 0,5 из формулы (*) определяем β; определяем часть порового объема, прогретого до тем-

пературы Тэф.

Так, если для Тα = 320 °С; х = 0,4; Тэф = 50 °С, то процесс ведется с отношением импульсов V(T)/V(X) = 0,5, и к моменту суммарной закачки Q(T) + Q(X)

= 0,5Vnop, α = 0,5 по формуле получаем значение β = 0,32. Это значит, что к данному моменту будет прогрето до Тэф около одной трети объема пор пласта.

Пример выполнения:

Приведем пример конкретного расчета для определения соотношения V(T)/V(X). После сокращения на Vпор формула (2.1) приобретает вид:

В данном примере приняты следующие значения параметров:

Значения ρТ и iТ задаются из таблицы 2.1.

Таблица 2.1 –значения ρТ и iТ

14

Таким образом, после подстановки задаваемых параметров в формулу, имеем

По этой формуле легко посчитать V(T)/V(X). Например, для Тα = 320 °С; х = 0,4; Тэф = 50 °С получаем

В данном случае импульс горячего агента равен половине импульса холодного агента. Закачивая в пласт вытесняющий агент в количестве двух объемов пор (α = 2), для суммарных расходов получаем

Q(T ) 32 Vпор , Q( Х ) 43 Vпор .

Для случая Тα = 250 °С; Тэф = 50° С имеем

Таким образом, при температуре нагнетания Тα = 250 °С для получения в среднем по пласту Тэф = 50 °С необходимо выбирать импульсы горячего и холодного агентов равными V(X) = 1.06*V(T).

Варианты для расчёта:

; 1.

15

i 20 ; T0 20 С ; 2 ; 1.

Отчёт о выполнении лабораторной работы должен содержать следующие данные:

–цель работы;

–краткое описание теоретических основ;

–расчётные формулы с расшифровкой обозначений входящих в неё величин;

–полученные в ходе работы расчётные значения;

–Требуемое соотношение теплоносителя для закачки в пласт.

–краткий вывод из проделанной работы.

ЛАБОРАТОРНАЯ РАБОТА №3 ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОНЕЧНОЙ ТЕМПЕРАТУРЫ НЕФТИ ПРИ

ПЕРЕКАЧКЕ ПО ТРУБОПРОВОДУ С ПОДОГРЕВОМ

Цель работы:

Ознакомиться с методикой приближенного расчета теплового и гидравлического режима участка горячего нефтепровода. Найти полный коэффициент теплопередачи методом последовательных приближений и построить график падения температуры по длине нефтепровода.

16

Если парафин отсутствует, то положив е=0, т.е. Ср* = Ср, из (*) и (**) получим формулу Лейбензона. Если к тому же нефть маловязкая, то можно пренебречь теплотой трения (b = 0) и из (*) и (**) получим формулу Шухова. Для маловязкой, но парафинистой нефти в формуле (**) следует положить b=0.

Характер изменения температуры по длине трубопровода для различных случаев показан на рисунке 3.1. Видим, что самые высокие темпы снижения температуры присущи формуле Шухова. Формула выглядит следующим образом:

T T0 (TH T0 ) e ШуX

K D

где Шу Q CP – критерий Шухова

Рис. 3.1. Изменение температуры нефти по длине трубопровода: 1-По Формуле Шухова (СР*= СР, b=0);

2-По формуле Лейбензона (ε=0); 3-По формуле (10) (СР*>СР, ε≠0, b≠0);

4-По формуле (10) (СР*>СР, ε≠0, b=0)

Тепло трения и теплота кристаллизации снижают интенсивность охлаждения жидкости в трубопроводе.

Расчет теплового режима магистрального трубопровода является трудоемким, так как в общем случае могут быть участки, где парафин не выпадает

(ТН>ТНП и Т<TПП) и где он выпадает (ТНП≥Т≥TКП).

В области высоких температур можно не учитывать теплоту трения, а при низких температурах она составляет значимую долю в тепловом балансе. Кроме этого, в трубопроводе могут быть два режима течения: на начальном участке, где температуры высокие, возможен турбулентный режим течения, а на оставшейся длине – ламинарный. Расчет границ различных участков заключа-

18

ется в определении расстояния, на котором нефть переходит на другой режим течения, путем нахождения критической вязкости и температуры.

Выполнение работы: Постановка задачи

По нефтепроводу длиной L, км, диаметром 377×10 мм перекачивается

нефть в количестве 350 м3/час с параметрами ρ20, [кг/м3]; ν10 и ν60, [м2/час]; с подогревом до tнач.[0С]. Задана глубина заложения подземного неизолированного

нефтепровода Н, [м] и коэффициент теплопроводности грунта, λгр, [Вт/м∙К], температура То=1оС. Ср = 1800 Дж/кг∙К; β = 0,00065. Исходные данные – в таблице 3.1.

Порядок расчета

1.По уравнению Форхгеймера–Власова определяют внешний коэффициент теплопередачи α2 [Вт/м2∙К]

где DН =D+2δ.

2.Так как трубопровод подземный и неизолированный, то принимают К в первом приближении чуть меньше α2, например на 0,2÷0,4.

3.Считая К в первом приближении известным, по формуле Шухова определяют температуру в конце «горячего» нефтепровода

19

причем, вторым членом в правой части уравнения, вследствие малости, можем пренебречь и уравнение примет вид

5.Теперь, чтобы убедиться, что первое приближение по К сделано верно, необходимо определить α1 по критериальному уравнению с учетом гидродинамики процесса, и полученные результаты проверить на сходимость.

Критериальные уравнения Михеева для α1: Если Rе<2000,то

Если Rе>10000, то

6. Чтобы определить, по какому из уравнений рассчитывать α1, необходимо определить режим течения жидкости.

В ''горячем'' нефтепроводе режим течения жидкости определяют по критической температуре, т.е. температуре перехода из ламинарного режима в турбулентный, которая определяется по формуле

где Rе =2000; ν* – вязкость при известной температуре Т*, [м2/с]; Q- производительность нефтепровода, [м3/с].

20