Главная страница
Навигация по странице:

  • МЕТОДИЧЕСКОЕ ПОСОБИЕ К РЕШЕНИЮ ЗАДАЧ

  • 1. РАСЧЕТ МОЛЕКУЛЯРНОЙ МАССЫ И ПЛОТНОСТИ ГАЗА

  • УСАДКИ НЕФТИ

    		•

    методичка+для+практических+занятий. Методическое пособие к решению задач для специальностей 0906, 553600 уфа 2000 содержание с


    Скачать 390.5 Kb.
    НазваниеМетодическое пособие к решению задач для специальностей 0906, 553600 уфа 2000 содержание с
    Дата21.11.2022
    Размер390.5 Kb.
    Формат файлаdoc
    Имя файламетодичка+для+практических+занятий.doc
    ТипМетодическое пособие
    #802494
    страница1 из 5
      1   2   3   4   5




    Л.С. КАПЛАН, Р.Ф. БУЛАТОВ
    ОСНОВЫ НЕФТЯНОГО И ГАЗОВОГО ДЕЛА

    МЕТОДИЧЕСКОЕ ПОСОБИЕ К РЕШЕНИЮ ЗАДАЧ

    ДЛЯ СПЕЦИАЛЬНОСТЕЙ 0906, 553600


    УФА 2000
    СОДЕРЖАНИЕ

    С

    1. Расчет молекулярной массы и плотности газа 3

    2. Расчет плотности, объемного коэффициента и усадки нефти 5

    3. Расчет теплоемкости нефти 7

    4. Расчет плотности и вязкости пластовой воды 8

    5. Расчет пластового давления по значениям уровней в скважине 10

    6. Расчет артезианского фонтанирования 13

    7. Условие газлифтного фонтанирования 16

    8. Расчет допустимой длины спуска насосно-компрессорных труб 19

    9. Определение веса колонны штанг 24

    10. Расчет простого трубопровода для перекачки нефти 26

    11. Расчет потерь давления на трение в наземном трубопроводе и в

    скважине при поддержании пластового давления заводнением 31 СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 34


    1. РАСЧЕТ МОЛЕКУЛЯРНОЙ МАССЫ И ПЛОТНОСТИ ГАЗА
    Под плотностью нефтяного газа понимают его массу, заключенную в 1 м3 при 0 0С и атмосферном давлении Р = 0,1 МПа; измеряется в кг/м3.

    Относительная плотность газа – это отношение плотности газа к плотности воздуха при стандартных условиях. Под нормальными условиями понимают условия, при которых давление Р = 0,1 МПа, а температура Т = 273 0К (0 0С); под стандартными – Р = 0,1 МПа, Т = 293 0К (20 0С).

    Молекулярная масса газа определяется путем суммирования масс атомов, входящих в молекулу; измеряется в молях или киломолях. Для всех газов объем киломоля постоянен и равен при стандартных условиях 24,05 м3, при нормальных - 22,41 м3.

    Молекулярная масса газа при известном объемном составе рассчитывается по формуле:

    n

    МГ =  yi Mi, (1.1)

    i=1

    где yi - мольная доля i- го компонента в газовой фазе; Mi - молекулярная масса i- го компонента; n - число компонентов в смеси газов.

    Плотность газа при нормальных условиях вычисляется по формуле:

    г.н = МГ/22,41, (1.2)

    при стандартных условиях - по формуле:

    г.ст = МГ/24,05. (1.3)

    Относительная плотность газа по воздуху рассчитывается по формуле:

    _

    г = МГ/28,98, (1.4)
    где 28,98 - молекулярная масса воздуха.

    Задача 1.

    В таблице 1.1 приведены составы газов типичных газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений. Рассчитать молекулярную массу каждого компонента, молекулярную массу газа, его плотность при стандартных условиях и относительную плотность по воздуху.

    Таблица 1.1

    Компонентный состав газа

    Вари-ант
    Месторождение
    Компонентный состав газа, % объемные

    СН4
    С2Н6
    С3Н8
    С4Н10
    С5Н12
    СО2
    N2
    H2S

    1
    Самотлорское
    53,4
    7,2
    15,1
    8,3
    6,3
    0,1
    9,6
    -

    2
    Уренгойское
    98,84
    0,1
    0,03
    0,02
    0,01
    0,3
    1,7
    -

    3
    Оренбургское
    84,0
    5,0
    1,6
    0,70
    1,80
    1,1
    4,2
    1,6

    4
    Шатлыкское
    95,6
    2,0
    0,34
    0,10
    0,05
    1,15
    0,76
    -

    5
    Астраханское
    58,86
    1,88
    0,6
    0,23
    0,12
    11,0
    1,38
    26,5

    6
    Ромашкинское1
    37,3
    20,7
    18,9
    9,5
    4,8
    -
    8,8
    -

    7
    Туймазинское 2
    39,47
    16,83
    6,58
    2,8
    1,1
    -
    31,62
    1,6

    8
    Трехозерное
    48,0
    12,2
    24,0
    11,1
    2,6
    -
    2,1
    -

    9
    Правдинское (Б6)
    62,2
    9,2
    13,7
    7,4
    4,0
    0,8
    2,7
    -

    10
    Правдинское (Б8)

    78,4
    4,9
    4,4
    2,9
    0,8
    0,8
    7,8
    -

    11
    Мамонтовское (А4)
    76,5
    2,8
    6,4
    7,5
    5,3
    0,9
    0,6
    -

    12
    Мамонтовское (Б8)
    80,1
    5,9
    5,7
    3,8
    2,0
    0,8
    1,7
    -

    13
    Мамонтовское (Б10)
    69,0
    6,3
    11,6
    6,7
    4,0
    0,7
    1,7
    -

    14
    Мегионское (Б8)
    61,3
    8,1
    17,4
    10,0
    2,6
    0,3
    0,3
    -

    15
    Бавлинское (Д1)
    36,9
    20,2
    19,1
    10,1
    5,0
    0,5
    8,2
    -


    Таблица 1.2

    Атомные массы компонентов

    Компонент
    Водород
    Углерод
    Кислород
    Сера
    Азот

    Атомная масса
    1,008
    12,011
    15,999
    32,064
    14,007



    2. РАСЧЕТ ПЛОТНОСТИ, ОБЪЕМНОГО КОЭФФИЦИЕНТА И

    УСАДКИ НЕФТИ
    Важной характеристикой нефти является плотность. Обычно она составляет 750...940 кг/м3, но бывают нефти с плотностью более 1000 кг/м3 и менее 750 кг/м3. Вместе с нефтью на поверхность извлекается газ, называемый попутным.

    Количество газа в м3, приведенное к нормальным условиям, приходящееся на 1 т или 1 м3 извлеченной нефти, называется газовым фактором.

    Газ выделяется из нефти на всем пути движения от пласта до установок подготовки; окончательное отделение газа происходит на установках подготовки нефти в концевых сепараторах. Объем дегазированной нефти отличается от объема пластовой нефти. Изменение объема нефти характеризует объемный коэффициент, определяемый отношением объема нефти в пластовых условиях к объему дегазированной нефти. По величине объемного коэффициента можно определить усадку нефти, показывающую уменьшение объема нефти после дегазации.

    Условные обозначения в расчетах: p - давление, МПа; t - температура, 0С; Г0 - газонасыщенность, м3/м3; НГ - коэффициент изменения объема нефти из-за изменения ее насыщенности газом; Н, Г - плотность соответственно нефти и газа при 20 0С и 0,1 МПа, кг/м3; Н - коэффициент термического расширения нефти.

    Объемный коэффициент нефти можно рассчитать по формуле:

    b = 1 + НГГ0 + Н (t-20) - 6,5 10-4  p. (2.1)

    Для нефтей в пластовых условиях объемный коэффициент приближенно можно рассчитать по формуле:

    b = 1 + 310-3 Г0 . (2.2)

    Коэффициент изменения объема нефти из-за изменения ее насыщенности газом НГ рассчитывается по формуле:

    НГ = 10-3[ 4,3 + 0,858Г + 5,2( 1- 1,5 Г010-3) Г010-3 - 3,54Н10-3]. (2.3)

    Коэффициент термического расширения нефти Н рассчитывают в зависимости от плотности нефти по следующим формулам:

    Н = 10-3 2,638(1,169 - Н10-3) при 780 < Н < 860 кг/м3,

    Н = 10-3 1,975(1,272 - Н10-3) при 860 <Н< 960 кг/м3 . (2.4)

    Плотность нефти с растворенным в ней газом определяют по формуле:

    НГ = b-1 (Н + Г Г0) . (2.5)

    Коэффициент усадки u рассчитывается следующим образом:

    u = (b -1) / b. (2.6)

    Задача 2.

    Рассчитать плотность, объемный коэффициент и усадку нефти по исходным данным, представленным в таблице 2.1.

    Таблица 2.1

    Исходные данные для расчетов

    Вариант
    Газовый фактор, м3/м3
    Плотность нефти, кг/м3
    Плотность газа,

    кг/м3
    Давление,
    МПа
    Температура,
    0С

    1
    17,0
    907
    1,52
    17,0
    40

    2
    19,9
    896
    1,34
    16,7
    53

    3
    15,6
    899
    1,46
    15,4
    37

    4
    15,0
    915
    0,88
    18,3
    29

    5
    16,7
    902
    0,95
    20,5
    24

    6
    20,8
    892
    1,12
    15,7
    42

    7
    18,0
    890
    1,43
    17,8
    25

    8
    14,4
    899
    0,98
    18,0
    47

    9
    14,5
    893
    1,01
    19,2
    50

    10
    15,4
    885
    0,94
    16,9
    41

    11
    18,0
    894
    0,91
    17,5
    33

    12
    19,4
    879
    0,87
    18,4
    39

    13
    13,9
    895
    1,35
    19,4
    48

    14
    15,2
    892
    1,50
    16,5
    51

    15
    18,0
    900
    1,44
    15,8
    30

      1   2   3   4   5

    написать администратору сайта