1305

при структурном режиме, подчиняющемся уравнению Шведова — Бингама:

часть структурного потока), изображенное на рис. 27, а, пол­ ностью исчезает.

Парафинистые нефти обладают свойством самопроизвольного

восстановления структуры после ее механического разрушения для различных нефтей различно и колеблется в широких пределах — от 0,5 до 20 часов.

§6. ТРАНСПОРТ ПО ТРУБОПРОВОДАМ ВЫСОКОВЯЗКИХ

ИПАРАФИНИСТЫХ НЕФТЕЙ

За последние годы объем высоковязких и парафинистых нефтей в общей добыче нефти значительно возрос в связи с открытием нефтя­ ных месторождений на полуострове Мангышлак и в Туркмении. Содержание парафина в некоторых нефтях этих месторождений достигает 25%, а смол — 55%. Транспорт таких нефтей по нефте­ проводам имеет свою специфику и связан с трудностями. Если вязкость нефти значительно возрастает из-за понижения темпера­ туры, то существенно осложняется пуск нефтепровода после ого остановки, а при перекачке парафинистых нефтей может произойти «замораживание» нефтепровода до полного прекращения подачи.

Для перекачки высоковязких и парафинистых нефтей возникает необходимость увеличения мощности перекачивающих агрегатов, строительства специальных печей для подогрева нефти или увели­ чения диаметра нефтепровода.

Основные свойства парафинистых нефтей изложены в предыду­ щем параграфе.

Перекачка парафинистых нефтей, не обладающих аномальной вязкостью, обусловленной структурообразованием, с точки зрения

71

гидравлики ничем не отличается от перекачки ньютоновских неф­ тей. Вязкие парафинистые нефти с динамическим напряжением сдвига тд перекачиваются по трубопроводам при сохранении струк­ турного режима, удовлетворяющего закону Шведова — Бингама (III.42).

Центральная часть (ядро) структурного потока движется с по­ стоянной скоростью wQ, сохраняя свойства твердого тела, а в коль­ цевом-пространстве, между ядром потока и стенкой трубопровода, называемом градиентным слоем, нефть движется ламинарно (см.

Потеря напора h при структурном ре­ жиме движения может быть определена по известному уравнению Дарси — Вейсбаха:

Прокачиваемость парафинистых нефтей, характеризующихся пре­ делом текучести т 0, или, что то же, температурой застывания t 3 , в большой степени зависит от термообработки этих нефтей. Терми­ ческая обработка представляет собой подогрев парафинистой нефти до определенной температуры с последующим постепенным охлажде­ нием ее до исходной температуры. При термообработке парафини­ стых нефтей необходимо стремиться к тому, чтобы расплавились все кристаллы парафина, иначе оставшиеся кристаллы могут явиться центрами образования новых кристаллов, которые ускорят процесс формирования пространственной структуры, а следовательно, и

72

«замораживание» нефтепровода. При последующем охлаждении тер­ мически обработанной нефти вторичные процессы кристаллизации замедляются, в результате чего нефть в течение весьма продолжи­ тельного времени сохраняет хорошую прокачиваемость, т. е. имеет незначительную кажущуюся вязкость р* и низкую температуру застывания t3. Для улучшения прокачиваемое™ парафинистых нефтей с высокой температурой застывания t3 и значительной кажущейся вязкостью применяются разбавители, которыми обычно являются низкозастывающие нефти и нефтепродукты (керосин,

в окружающую среду. Опытами установлено, что характер темпера­ турного поля жидкости (газа) в трубе находится в полной взаимо­ связи с характером ее течения. Так, если ламинарный поток жидко­ сти в трубе охлаждается, то струйки жидкости вблизи стенок будут иметь более низкую температуру, чем осевая струйка; соответст­ венно вязкость жидкости у стенки трубы будет больше, чем в цен­ тральной части. Вследствие этого обычное параболическое распре­ деление скорости в поперечном сечении трубы, характеризующее ламинарный поток, изменяется. Характер этого изменения пока­ зан на рис. 29. При турбулентном потоке жидкости явление теплового поля будет принципиально таким же.

При движении продукции скважины от забоя к устью и от устья скважины до установок подготовки нефти происходит постепенное понижение температуры флюидов (нефти, газа, воды), транспорти­ руемых в большинстве случаев по одному трубопроводу. С пониже­ нием температуры флюидов увеличивается вязкость нефти (эмуль­ сии), а следовательно, и гидравлическое сопротивление. Падение температуры особенно нежелательно для высоковязких и парафи­ нистых нефтей.

73

Знание законов распределения температуры флюидов вдоль нефтепроводов крайне необходимо как для проектировщиков, проек­ тирующих нефтесборную систему, так и для работников, эксплуати­ рующих эту систему. При проектировании нефтесборной системы на площади месторождения проектировщикам приходится решать ряд сложных задач, прежде всего связанных с учетом температуры потоков. Для этого находят оптимальные варианты заглубления нефтепроводов с учетом максимальной, минимальной и средней годовой температуры воздуха в районе месторождения за десятиле­ тие, дебитов скважин, степени обводненности скважин, и газового фактора в процессе разработки, а также с учетом температур флюи­ дов на устьях скважин при принятых дебитах. В результате анализа всех перечисленных вопросов проектировщики находят оптималь­ ное решение при строительстве нефтесборной системы, обеспечива­ ющей транспорт запланированной добычи нефти. Известно, напри­ мер, что с уменьшением глубины прокладки нефтепровода резко сокращается стоимость земляных работ при их сооружении и улуч­ шаются условия эксплуатации, так как быстро обнаруживаются и ликвидируются аварии. Однако при малом заглублении нефтепро­ водов, особенно в северных районах, на изменение температурного режима, а следовательно, и производительности их будет влиять глубина промерзания поверхностного слоя земли. Вместе с тем чрез­ мерно заглублять нефтесборную систему в этих случаях также крайне нежелательно по соображениям, указанным выше. Поэтому для месторождений, расположенных в северной части страны, где плотность населения крайне низка и почти отсутствуют проезжие дороги, нефтепроводы можно прокладывать на небольшую глубину или по поверхности, земли с усиленной антикоррозионной изоляцией, которая одновременно будет являться и тепловой изоляцией.

При расчете температурного режима выкидных линий за исход­ ную температуру принимают температуру жидкости на устьях скважин, которая зависит от многих переменных: глубины сква­ жины, ее дебита, геотермического градиента, газового фактора, степени обводненности нефти, концентричности фонтанных труб относительно эксплуатационной колонны. Все эти факторы весьма трудно поддаются учету при проектировании выкидных линий на вновь открытом месторождении, поэтому приходится принимать какую-то среднюю температуру жидкости на устьях скважин при максимально возможных дебитах, предусмотренных проектом раз­ работки.

Ниже приводится расчет потерь тепла нефтепроводами при ста­

-74

Потерянная работа на трение жидкости Gpi на элементарном участке трубопровода dx переходит в теплоту, которая выразится формулой

Часть этого тепла идет на подогрев самой нефти, а часть теряется через стенки трубы.

Потерю тепла в единицу времени через стенки трубы на элемен­ тарном участке согласно закону Фурье можно записать так:

Масса жидкости, перемещаясь по элементутрубопровода dx, охладится на dt градусов и’потеряет тепла

Таким образом, можно составить баланс тепла для элементар­ ного участка трубы dx при установившемся режиме движения жидкости:

75

Обозначим nDKjGpC через a, a i/CE — через b. Тогда

— dt = a (t— t0) dx — bdx.

Данное выражение преобразовывается к виду:

в котором величина Ъдолжна быть умножена на обратную величину а, т. е.

Уравнение (III.47) можно проинтегрировать простым разделе­ нием переменных:

- Ь

откуда

— In (t — t0 — b) = al.

Подставляя пределы, получим:

или

(111,48)

Переходя от логарифмов к числам, будем иметь

(III.49)

Это и есть закон распределения температуры жидкости по длине трубопровода, полученной акад. Л. С. Лейбензоном в 1923 г.

Если не учитывать работу трения при движении жидкости по трубам, т. е. положить Ъ — 0, то последняя формула запишется так:

т. е. получим уравнение акад. В. Г. Шухова, выведенное им в 1883 г. Вычитая пз формулы (III.49) формулу (III.50), получим выра­

жение

A f = b ( l + e e fl/) ,

характеризующее повышение температуры жидкости за счет поте­ рянной работы на трение.

§ 8. ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ ЭКОНОМИЧЕСКОГО РАСЧЕТА НАПОРНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ

В практике эксплуатации нефтяных месторождений должен быть выбран экономически выгодный диаметр нефтепровода при заданном количестве нефти, подлежащей перекачке. Теоретически через трубопровод любого диаметра-можно прокачать любой расход, однако при прокачке заданного расхода через трубопроводы малого диаметра в них создаются большие скорости и как следствие огром­ ные потери давления на трение. При большом диаметре трубо­ провода скорости жидкости в нем будут небольшие, а соответственно небольшие и потери давления. Перед проектировщиком в таких случаях возникает вопрос: какими же следует принимать диаметры нефтесборных коллекторов и магистральных водоводов и как их обосновывать? Большинство нефтесборных коллекторов и магист­ ральных водоводов состоит из трубопровода и насоса (насосной станции). В зависимости от диаметра трубопровода определяется стоимость самого трубопровода и стоимость насосной станции. Чем меньше диаметр трубопровода, тем меньше при прочих равных условиях стоимость трубопровода £тр, однако больше стоимость насосной станции 5нас:

•общ

Стоимость трубопровода представляет собой единовременную затрату и поэтому нужно стремиться к удешевлению строительства трубопровода и уменьшению затрат, на него. Однако выбор того или иного диаметра трубопровода с точки зрения экономики опре­ деляют не единовременные капиталовложения, а ежегодные затраты по трубопроводу, слагающиеся из эксплуатационных затрат — рас­ ходов на содержание трубопровода и амортизационных отчислений.

При амортизационном проценте по трубопроводу п% ежегодные

По насосной станции имеются, кроме того, ежегодные большие эксплуатационные расходы на содержание штата и на электро­ энергию. Обычно при подсчете стоимости электроэнергии, затрачи­ ваемой при перекачке нефти, учитывают также и остальные эксплуа­ тационные расходы по насосной станции.

Необходимая мощность насосной станции определяется по фор­ муле

77

жщё ip — ш и апаишхБ ль ж вщ щ веш хеш в ш ф п ® ; Q — дож ж нвд т ш щ в ж ш . в м ® /с © к ;

— ш ш ш р и о д ш т р а . в и ф ^ н р г ш щ д о в м ц A z — ^ ш ш в ^ п ь т м е т о к

тш лдацр вгаэЕ ж аш ж вшне@яг м а т ж ш т щ а з ф ^ ш п ф м ш о д а . в ш ; щ — ш ю ш ш ш ш

ж ш. дч в^мшстишшшш з^пвшшввшп |шпш й нщхпжт^детшш ж_ ш_ ^

Ш 1ш е а „ ж ф ^ д а п ш ж щ ш п т ш ш ж

^оашиишшшаж ш/рщпявить ш ш ш ш . спашшрж дршжша йшпть. ш©- ШЮШШ ®ШПШН® НШ®МВДРШЙ шяпркюпж ДОШ (ЮЙВВОдаИШЖШ: ЙВЕОПЖрФбпгпдттвшпт тшп^тп^чшуг шттшя тиздтяг ж ндж (шучнш твяпппвгша.ппынт(готпт р ш п а ш ж ш апреапатмяк

ДГдиг^И^ОТ-

ЖцшСПШШЯШШК '%шиг-Ч! жнижн итнамиаригunuti

® тшеттитошгимрмг типаж ШШШШБЯШПЖдгевижяцпрш шкш ипжшндшг в Ж 5В$Ф ш ш р р в ааицршш шк®

эшжшужпашрш (Ежвшпвраж (еюйяшшпг

ТГшШИШ(й)(5]|ИШКИГ,, (рдшчпп])йпшика дпяигуя^шшгшш

1ВЖМ1ДШ (шшвирж шващжваяйш: в вщдег

(йшшзюшь гйщФетдшвэ|дш5 ©Шиши© шщведршяиштг шш ©шпушшзш сатни- ш ж (одщые одшшп -пщ® ®. ушщцвЕиш ше мюсп® шцршаввдшва фВ^ОШП.

(С^никшхшь одш^ушшиащ ш оЬйщщдцщвшвяе ишвдхшшш стшшпрж яищгаррлиянлг Ш1) у ш ш ш ш тш шшцюхшн дршяажашн ж угьруптпш1тмш шшг&-

Ш Ш Ш . ШЬлЩТШШШЕВ ДрштШЕ :кшшжшш в тийвшшщу ((ив^ш.. Щ)..

ЛВш. шзшшшшш шблигшшпк: дршишж (спршяпг про фушЕщюттлпышш® зяутактмгкггпт:•

И)) ©ншктщшшз жшщдаш пш ицр^пшршяру A * = #n«Bfe

7№

Указанные функциональные зависимости изображены на рис. 30. Из рисунка видно, что суммарная кривая ежегодных затрат имеет свой минимум, который соответствует экономически наивыгодней­ шему диаметру трубопровода.

Бели полученный таким образом диаметр трубопровода не соот­ ветствует ГОСТ, берут ближайший размер по ГОСТу

§ 9. УВЕЛИЧЕНИЕ ПРОПУСКНОЙ СПОСОБНОСТИ ТРУБОПРОВОДОВ

На площадях нефтяных месторождений иногда приходится уве­

ности существующих скважин, подающих продукцию к установке подготовки нефти. Увеличения пропускной способности сборных коллекторов можно достичь следующими путями: уменьшением вязкости перекачиваемой нефтп подогревом ее или подачей в поток обводненной нефти поверхностно-активных веществ; прокладкой параллельного нефтепровода (лупинга) и установкой дополнитель­ ного насоса, работающего параллельно с основным.

Остановимся кратко на указанных методах увеличения пропуск­

Подставляя в (III.55) вместо Q его значенпе из формулы (III.53), получаем

при {I = критическая вязкость будет

79

Теперь следует выяснить, как же влияет изменение вязкости на пропускную способность нефтепроводов. На производительность нефтепровода весьма значительное влияние оказывает вязкость жидкости при ламинарном течении и мало или вовсе не влияет при турбулентном течении.

На рис. 31 показана зависимость расхода жидкости от вязкости, построенная по формулам (III.53), (III.54) и (III.57). Из графика видно, что при переходе от турбулентного течения к ламинарному расход жидкости падает.

Зная приближенно изменение температуры почвы в течение года, по графику, построенному подобным образом для конкретных усло­ вий, можно определить изменение пропускной способности нефте-

PacxotJQ

Рис. 31. Зависимость рас­ хода жидкости по трубопро­ воду от ее вязкости.

проводов по месяцам, а следовательно, принимать меры по поддержа­ нию или увеличению пропускной способности этих нефтепроводов. Одним из перспективных мероприятий по увеличению пропускной способности сборных коллекторов, проложенных по площади место­ рождения, в зимнее время может быть подача поверхностно-активных веществ (ПАВ) на забой или к устью скважин, дающих обводненную нефть. Такой опыт накоплен в нефтегазодобывающих управлениях Татарии и дал весьма обнадеживающие результаты [10]. При подаче ПАВ в обводненный поток нефти снижается вязкость эмульсии (о чем см. § 8 гл. VI) и увеличивается пропускная способность трубо­ провода.

При перекачке нефти по трубопроводу в общем случае могут наблюдаться два режима течения: на начальном участке — турбу­

где £кр — критическая температура жидкости, соответствующая переходу из турбулентного режима в ламинарный; tH— начальная температура жидкости в трубе; t0 — температура окружающей тру­ бопровод среды.

8 0