2 вариант. Вариант 2 Задача 1
 Скачать 45.92 Kb.
|
|
Вариант 2 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
Таблица 1.2 Атомные массы компонентов
Решение: Молекулярная масса газа при известном объемном составе рассчитывается по формуле: Мг =  yi - мольная доля i- го компонента в газовой фазе Mi - молекулярная масса i- го компонента n - число компонентов в смеси газов Рассчитываем предварительно молекулярную массу каждого из компонентов нефтяного газа, учитывая, что атомная масса углерода С = 12,011; водорода Н = 1,008; кислорода О = 15,999; серы S = 32,064 и азота N = 14,007. Молекулярные массы составляют: метана МСН4 = 12,011 + (4·1,008) = 16,043 этана МС2Н6 = (2·12,011) + (6·1,008) = 30,07 пропана МС3Н8 = (3·12,011) + (8·1,008) = 44,097 бутана МС4Н10 = (4·12,011) + (10·1,008) = 58,124 пентана МС5Н12 = (5·12,011) + (12·1,008) = 72,151 диоксида углерода МСО2 = 12,011 + (2·15,999) = 44,010 азота МN2 = 2·14,007 = 28,014 Мг = =  16,543Плотность газа при стандартных условиях рассчитывается по формуле: ρг.ст = Мг / 24,05 = 16,543 / 24,05 = 0,688 кг/м3 Для расчёта относительной плотности газа по воздуху используется формула:  = Мг / 28,98 = 16,543 / 28,98 = 0,571 кг/м3Ответ: молекулярная масса газа – 16,543, его плотность при стандартных условиях - 0,688 кг/м3, относительная плотность по воздуху - 0,571 кг/м3. Задача 2 Рассчитать плотность, объемный коэффициент и усадку нефти по исходным данным, представленным в таблице 2.1. Исходные данные для расчетов
Решение: Объемный коэффициент нефти можно рассчитать по формуле: b = 1 + НГГ0 + Н (t-20) - 6,5 10-4 p 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] НГ = 10-3[4,3 + 0,858 * 1,34 + 5,2*(1-1,5*19,9*10-3)*19,9*10-3 - 3,54*896*10-3] = 0,003 Так как плотность нефти 896 кг/м3 (860 <Н< 960 кг/м3), то коэффициент термического расширения нефти Н рассчитываем по формуле: Н = 10-3 1,975(1,272 - Н10-3) = 10-3 * 1,975 * (1,272 – 896*10-3) = 0,00074 b = 1+ 0,003 * 19,9 + 0,00074*(53-20) – 6,5 * 10-4*16,7 = 1,073 Плотность нефти с растворенным в ней газом определяют по формуле: НГ = b-1 (Н + Г Г0) = 1,073-1 * (896+1,34*19,9) = 859,89 Коэффициент усадки u рассчитывается следующим образом: u = (b -1) / b = (1,073 – 1) / 1,073 = 0,068 Ответ: плотность нефти с растворенным в ней газом равна 859,89; объемный коэффициент нефти равен 1,073; усадка нефти составляет 0,068. Задача 3 Рассчитать теплоемкость дегазированной нефти при 20 0С для данного месторождения (таблица 3.1). Таблица 3.1 Плотность дегазированных нефтей месторождений (пластов)
Решение: Теплоемкость нефти можно рассчитать по формуле: c =  * (496,8 + t) =  * (496,8 + 20) = 1905,82 Дж/(кг*К)Ответ: теплоемкость дегазированной нефти при 20 0С составляет 1905,82 Дж/(кг*К). Задача 4 Рассчитать плотность и вязкость пластовой воды по исходным данным, представленным в таблице 4.1. Таблица 4.1 Исходные данные для расчета плотности и вязкости пластовой воды
Решение: Плотность пластовой воды в зависимости от содержания солей приближенно может быть рассчитана по формуле: ВП = В + 0,7647 S. Влияние температуры в диапазоне 0...45 0С приближенно учитывается по формуле: ВП (t) = ВП - 0,0714 (t -20) при 20 оС ρвп = 998.3 + 0.7647 * 122 = 1091,6 кг/л при 7 оС ρвп(7) = 1091,6 - 0.0714*(7 - 20) = 1097кг/л Рассчитываем параметр ∆ρ и ∆ρ(t)* ∆ρ(t)* = 0.793 * (146.8 - t) ∆ρ(7)* = 0.793 *(146.8 - 7) = 110,86 кг/м3 ∆ρ = ρвп - 998.3 ∆ρ = 1091,6 - 998.3 = 93,3 кг/м3 Если ∆ρ < ∆ρ(t)* 93,3 < 110,86, то μвп = μв(t) * 100,8831*∆ρ*0,001 μв(t) = 1353*(t+50)-1.6928 μв (7) = 1353 * (7+50) -1.6928 = 1,44 мПа*с μвп = 1,44 * 10(0,8831*93.3*0.001) = 1,74 мПа*с Ответ: плотность пластовой воды при 7 оС составляет 1097 кг/л, вязкость 1,74 мПа*с. Задача 5 По исходным данным (таблица 5.1) рассчитать пластовое давление в безводной остановленной скважине. Таблица 5.1 Исходные данные для расчета пластового давления
Решение: Так как скважина безводная, то после остановки она заполнена только нефтью. Рассчитываем высоту столба нефти по формуле: Hн = Hскв - hст = 1820 – 65 = 1755 м Вычисляем по формуле среднюю плотность нефти: н = (н.пл + н.дег) / 2 = (914+903) / 2 = 908,5 кг/м3 Пластовое давление в соответствии с формулой составляет: Рпл = н * g *Hн = 908,5 * 1755 * 9,98 * 10-6 = 15,9 МПа Ответ: пластовое давление в безводной остановленной скважине составляет 15,8 МПа. Задача 6 По исходным данным (таблица 6.1) рассчитать забойное давление фонтанирования за счет гидростатического напора пласта; определить КПД процесса фонтанирования и потери давления на трение. Таблица 6.1 Исходные данные для расчета забойного давления
Решение: Определим режим движения жидкости в НКТ. Рассчитаем предварительно число Рейнольдса по формуле: Re =  = 110 / (0,785 * 0,062 * 4,7*10-6 * 86400) = 5565,7Так как Re > 2320 (5565,7 > 2320), то режим течения – турбулентный Величина коэффициента гидравлического сопротивления для турбулентного течения определяется по формуле: = 0,3164 / Re0,25 = 0,3164 / 55650,25 = 0,036 Определяем давление, оказываемое столбом жидкости по формуле: РСТ = gH = 884* 2200*9,8 * 10-6 = 19 МПа Потери давления на трение РТР определяем следующим образом: РТР = 0,811 * *  = 0,811 * 0,036 * ((2200*1102) / 864002*0,0625) * 884 = 100461 Па = 0,1 МПаРЗАБ = РСТ + РТР + РУ При артезианском фонтанировании подъем жидкости осуществляется за счет энергии пласта, то есть при давлении на устье скважины большем либо равном давлению насыщения (Ру Рнас). РЗАБ = 19 + 0,1 + 7,1 = 26,2 МПа КПД подъемника (в долях ед.): =  = 1 / (1+0,036*((8*1102)/(864002*9,8*3,142*0,0625 ))= 0,91Ответ: КПД процесса фонтанирования составляет 0,91 (91%), Потери давления на трение составляют 0,1 МПа, забойное давление равно 26,2 МПа. Задача 7 Рассчитать эффективный газовый фактор, оптимальный удельный расход газа и проверить условие фонтанирования. Забойное давление Рзаб = 0,9 Рнас. Исходные данные приведены в таблице 7.1. Таблица 7.1 Исходные данные для расчета фонтанирования за счет энергии газа
Решение: Эффективный газовый фактор рассчитывают по формуле: G ЭФ = [G0 - (( Рз + Ру) / 2 - P0) ](1-) G0 – газовый фактор - обводненность продукции, доли ед R0 - оптимальный удельный расход газа - коэффициент растворимости газа в нефти, МПа-1; определяется по формуле: =  где Рнас - давление насыщения, МПа; Ро - атмосферное давление, МПа. По условию задачи: Рзаб = 0,9 Рнас = 0,9 * 7,3 МПа = 6,57 МПа = 130 / (7,3 – 0,1013) = 0,06 Па G ЭФ = (130 – 0,06*((6,57+0,5)/2 – 0,1013) * (1-0,1) = 116,8 R0 =  Так как давление на забое меньше давления насыщения, то трубы опускаются до забоя (L = Hскв).  - плотность жидкости, которая определяется следующим образом: сначала определяем среднюю плотность нефти: н = (н.пл + н.дег) / 2 = (903 + 914) / 2 = 908,5 Ж = В +Н(1-) Ж = 1115*0,1 + 908,5 * (1 – 0,1) = 929,15 кг/м3 R0 =  = 0,002Условие фонтанирования за счет энергии газа выглядит следующим образом: G ЭФ> R0 Соответственно, условие фонтанирования выполняется. Задача 8 Определить предельно - допустимую глубину спуска ступенчатой колонны равнопрочных насосно-компрессорных труб исходя из условия прочности на разрыв. Исходные данные приведены в таблице 8.1. Дополнительные данные для задачи 8 приведены в таблицах 8.2 и 8.3. Таблица 8.1 Исходные данные для определения глубины спуска НКТ
Дополнительные данные: Таблица 8.2
Таблица 8.3
Решение: Для двухразмерной колонны длины нижней и верхней секций предельно - допустимая глубина спуска: l1= P1/ (K * qтр) l2= P2 – P1 / (K * qтр) где Р - страгивающая нагрузка, соответствующая пределу текучести для равнопрочных труб, Н; К- коэффициент запаса прочности (1,3...1,5); qТР- вес1м труб,Н. При расчете колонны НКТ с высаженными наружу концами расчет ведут по телу трубы исходя из растяжения от собственного веса: Р = F ТЕК где F - площадь сечения трубы, м2; ТЕК - предел текучести материала труб, Па. ТЕК исходя из группы прочности D = 380 МПа Площадь сечения трубы - по формуле: F = 0,785(dНАР2-dВН2) где dНАР , dВН - соответственно наружный и внутренний диаметр НКТ, м. По данным задачи d1 = 89, d2 = 60, соответственно: dНАР1 = 88,9 мм dВН1 = 76 мм dНАР2 = 60,3 мм dВН 2 = 50,3 мм Для первой ступени: F1 = 0,785 * (88,92 – 762) = 1669,9 мм2 Р1 = (1669,9 * 10-6) * (380 * 106) = 634562 Н qтр 1 = 132,2 Н Для второй ступени: F2 = 0,785 * (60,32 – 50,32) = 868,21 мм2 Р2 = (868,21 * 10-6) * (380 * 106) = 329919,8 Н qтр 2 = 68,4 Н l1 = 634562 / (1,3 * 132,2) = 3692,3 м l2 = (329919,8 - 634562) / (1,3*68,4) = - 3426 м Ответ: предельно - допустимая глубина спуска ступенчатой колонны равнопрочных насосно-компрессорных труб исходя из условия прочности на разрыв для верхней секции равна 3692,3 м и - 3426 для нижней секции. Задача 9 По условию задачи 8 определить предельно - допустимую глубину спуска ступенчатой колонны гладких насосно-компрессорных труб. Величины страгивающих нагрузок представлены в таблице 8.4. Таблица 8.4 Исходные данные для определения глубины спуска гладких НКТ
Решение: Гладкие трубы являются неравнопрочными - прочность в нарезанной части составляет 80...85% от прочности ненарезанной. Для труб с высаженными наружу концами прочность по телу соответствует прочности по нарезанной части трубы. Соответственно необходимо определить предельно - допустимую глубину спуска ступенчатой колонны: Для двухразмерной колонны длины нижней и верхней секций предельно - допустимая глубина спуска: l1= P1/ (K * qтр) l2= P2 – P1 / (K * qтр) где Р - страгивающая нагрузка, соответствующая пределу текучести для равнопрочных труб, Н; По данным задачи 8 По данным задачи d1 = 89, d2 = 60, соответственно: dНАР1 = 88,9 мм dВН1 = 76 мм dНАР2 = 60,3 мм dВН 2 = 50,3 мм qтр 1 = 132,2 Н qтр 2 = 68,4 Н Исходя из таблицы 8.4. Р1 = 446кН = 446000 Н Р2 = 208кН = 208000 Н l1 = 446000 / (1,3 * 132,2) = 2599,1 м l2 = (208000 - 446000) / (1,3*68,4) = -2676,6 м Ответ: предельно - допустимая глубина спуска ступенчатой колонны гладких насосно-компрессорных труб составляет для верхней секции равна м и для нижней секции – 2599,1 и - 2676,6 м. Задача 10 Определить допустимую глубину спуска насосных труб при глубинно-насосной эксплуатации (для случая поднятия трубного насоса при заклиненном плунжере). Исходные данные: Таблица 8.5
Принять: НКТ с высаженными наружу концами; колонна штанг одноступенчатая. Дополнительные данные: значения предела текучести для равнопрочных труб приведены в таблице 8.3. Вес 1м штанг определяется по диаметру: Таблица 8.6
Решение: Для глубинно-насосного способа эксплуатации допускаемая глубина спуска насосно-компрессорных труб будет равна: l доп = P / ((qтр + qш + qж)*К) где qШ - вес 1м штанг, Н (табличные данные); qЖ - вес 1м столба жидкости, Н; qТР– вес 1м труб,Н. Вес одного метра столба жидкости рассчитывается по формуле: qЖ = 0,785(dНКТ2-dШТ2) Жg, где dНКТ - внутренний диаметр НКТ, м;dШТ - наружный диаметр штанг, м; Ж - плотность жидкости, кг/ м3. Плотность жидкости определяем по формуле: Ж = В +Н(1-) = 1075*0,42 + 870*(1-0,42) = 956,1 qЖ = 0,785 * ((732 – 162) * 10-6) * 956,1 * 9,8 = 37,3 Н По условию задачи: qШ = 16,7 Н т.к. диаметр штанг = 16мм (таблица 8.6.). qТР = 91,6 Н т.к. dу = 73 мм (таблица 8.2.). Так как НКТ с высаженными наружу концами, то Р = F * ТЕК где F - площадь сечения трубы, м2; ТЕК - предел текучести материала труб, Па. Площадь сечения трубы - по формуле: F = 0,785(dНАР2-dВН2) где dНАР , dВН - соответственно наружный и внутренний диаметр НКТ, м., определяется исходя из таблицы 8.2, так как dу = 73 мм, то dНАР = 73 мм dВН = 62 мм ТЕК определяем по таблице 8.3, исходя из группы прочности стали - D ТЕК = 380 F = 0,785 * (732 – 622) = 1165,725 мм2 Р = 1165,725 * 10-6 * 380 * 106 = 442975,5 Н l доп = 442975,5 / ((16,7+91,6+37,3) * 1,3) = 2340,3 м Ответ: допустимая глубина спуска насосных труб при глубинно-насосной эксплуатации составляет 2340,3 м. Задача 11 Определить вес колонны штанг в жидкости для заданных условий. Таблица 9.1
Плотность материала штанг принять равной 7850 кг/м3. Решение: Вес колонны штанг в воздухе рассчитывают по формуле: Ршт = q H где q - вес одного метра штанг в воздухе, Н; Н - длина колонны штанг, м. Вес одного метра штанг определим по диаметру, по данным таблицы 8.6. Диаметр штанг,мм = 19, соответственно Вес 1м штанг = 23,5 Н. Ршт = 23,5 * 820 = 19270 Н = 19,27 кН Вес колонны штанг в жидкости: Рl шт = Ршт Карх , где Карх - коэффициент, учитывающий потерю веса штанг, помещенных в жидкость: Карх = ( шт - Ж ) / шт где ШТ - плотность материала штанг, кг/м3; Ж - плотность жидкости, кг/м3 и определяется по формуле: Ж = В +Н(1-) = Qв / (Qн + Qв) где Qн , Qв - дебит скважины по нефти и воде соответственно, м3/сут. = 15 / (25+15) = 0,375 Ж = 1060 * 0,375 + 885*(1-0,375) = 950,625 Карх = (7850 – 950,625) / 7850 = 0,88 Рl шт = 19270 * 0,88 = 16936 Н = 16,9 кН Ответ: вес колонны штанг в жидкости 16,9 кН. Задача 12 Определить потребный напор и диаметр трубопровода для перекачки нефти. Исходные данные приведены в таблице 10.1. Дополнительные - в таблицах 10.2-10.3. Указания к решению задачи. При расчете диаметра простого трубопровода и необходимого напора насоса ориентируются на регламентированные скорости нефти (таблица 10.2). Диаметр трубопровода определяется по формуле: d = Q /(0,785 v) . По ГОСТу (таблица 10.3) подбирается труба, соответствующая этому размеру. В расчетах получаем внутренний диаметр, а в ГОСТе указывается наружный. Поэтому наружный диаметр dНАР определим с учетом толщины стенки трубы : dНАР = d + 2 По таблице 10.3 выбираем ближайший в большую сторону диаметр трубы. По фактическому внутреннему диаметру dВН выбранной трубы рассчитываем фактическую скорость потока, параметр Рейнольдса Re (формулы 10.3, 10.4) , и коэффициент гидравлического сопротивления (формулы 6.5 - 6.7). Потери напора на трение рассчитывают по формуле 10.2, а потребный напор насоса - по формуле 10.6. Таблица 10.1
Таблица 10.2 Регламентированная скорость нефти в зависимости от вязкости
Таблица 10.3 Трубы стальные бесшовные горячекатанные (ГОСТ 8732-70)
Решение: Диаметр трубопровода определяется по формуле: d =  Так как по условию задачи при расчете диаметра простого трубопровода и необходимого напора насоса ориентируются на регламентированные скорости нефти, то получаем, что кинематическая вязкость 0,52 * 10-4 м2/с, соответственно рекомендуемая скорость v = 1.5 м/c. d =  = Толщина стенки трубы равна Задача 13 Для условий предыдущей задачи оценить влияние местных сопротивлений (две задвижки и одно колено 90о) на величину общих потерь давления. (Значения коэффициентов местных сопротивлений см. выше). Решение: Задача 14 По исходным данным (таблица 11.1) определить потери давления на трение в наземном трубопроводе и в скважине при поддержании пластового давления заводнением. Таблица 11.1
Диаметр трубопровода D = 0,15 м. Вязкость воды = 110-6 м2/с. Решение: Общие потери напора на трение равны сумме потерь при движении воды в трубопроводе и в скважине РОБЩ = РТРТ + РТРНКТ Потери давления на трение в водоводе определяется по формуле: РТРТ = 0,811 *  * Определим режим движения жидкости в НКТ. Рассчитаем предварительно число Рейнольдса по формуле: Re = = 1450 / ((0,785*0,15*10-6 * 86400) = 142526Так как Re > 2320 (142526> 2320), то режим течения – турбулентный Величина коэффициента гидравлического сопротивления для турбулентного течения определяется по формуле: = 0,3164 / Re0,25 = 0,3164 / 1425260,25 = 0,016 Потери давления на трение РТРв скважине определяем следующим образом: РТРнкт = 0,811 * * = 0,811 * 0,016 * ((1760*14502 )/ (864002 * 0,065)) * 1150 = 9,5 МПаРТРТ = 0,811 * * = 0,811 * 0,016 * ((2100*14502) / (864002 * 0,155) * 1150 = 0,12 МПаОбщие потери напора на трение равны сумме потерь при движении воды в трубопроводе и в скважине: РОБЩ = 0,12 МПа + 9,5 МПа = 9,62 МПа. Ответ: общие потери напора на трение равны сумме потерь при движении воды в трубопроводе и в скважине составляют 9,62 МПа. | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||