Решение задач по основам нефтегазового дела вариант 5. Основы нефтегазового дела вариант 5. Вариант 5 Задача 1

• Название: Вариант 5 Задача 1
• Анкор: Решение задач по основам нефтегазового дела вариант 5
• Дата: 18.06.2022
• Размер: 48.58 Kb.
• Имя файла: Основы нефтегазового дела вариант 5.docx
• Тип: Задача; #601282

Вариант 5
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

Вариант	Месторождение	Компонентный состав газа, % объемные
		СН4	С2Н6	С3Н8	С4Н10	С5Н12	СО2	N2	H2S
5	Астраханское	58,86	1,88	0,6	0,23	0,12	11,0	1,38	26,5

Таблица 1.2

Атомные массы компонентов

Компонент	Водород	Углерод	Кислород	Сера	Азот
Атомная масса	1,008	12,011	15,999	32,064	14,007

Решение:

Молекулярная масса газа при известном объемном составе рассчитывается по формуле:

Мг =

y_i - мольная доля i- го компонента в газовой фазе

M_i - 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 М_СН4 = 12,011 + (4·1,008) = 16,043

этана М_С2Н6 = (2·12,011) + (6·1,008) = 30,07

пропана М_С3Н8 = (3·12,011) + (8·1,008) = 44,097

бутана М_С4Н10 = (4·12,011) + (10·1,008) = 58,124

пентана М_С5Н12 = (5·12,011) + (12·1,008) = 72,151

диоксида углерода М_СО2 = 12,011 + (2·15,999) = 44,010

азота М_N2 = 2·14,007 = 28,014

Мг = = 18,169

Плотность газа при стандартных условиях рассчитывается по формуле:

ρ_г.ст = Мг / 24,05 = 18,169 / 24,05 = 0,755 кг/м3

Для расчёта относительной плотности газа по воздуху используется формула:

= Мг / 28,98 = 18,169 / 28,98 = 0,629 кг/м3

Ответ: молекулярная масса газа – 18,169, его плотность при стандартных условиях - 0,755 кг/м3, относительная плотность по воздуху - 0,629 кг/м3.
Задача 2

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

Вариант	Газовый фактор, м3/м3 Г0	Плотность нефти, кг/м3 Н	Плотность газа, кг/м3 Г	Давление, МПа p	Темпрература, 0С t
5	16,7	902	0,95	20,5	24

Решение:

Объемный коэффициент нефти можно рассчитать по формуле:

b = 1 + _НГГ₀ + _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*16,7*10^-3) *16,7*10^-3 - 3,54*902*10^-3] = 0,002

Так как плотность нефти 902 кг/м³ (902 <_Н <960 кг/м³), то коэффициент термического расширения нефти _Н рассчитываем по формуле:

_Н = 10^-3 1,975(1,272 - _Н10^-3) = 10^-3 * 1,975 * (1,272 – 902*10^-3) = 0,00073

b = 1+ 0,003 * 16,7 + 0,00073*(53-20) – 6,5 * 10^-4*20,5 = 1,060

Плотность нефти с растворенным в ней газом определяют по формуле:

_НГ = b^-1 (_Н + _Г Г₀) = 1,060^-1 * (902+1,34*16,7) = 872,05

Коэффициент усадки u рассчитывается следующим образом:

u = (b -1) / b = (1,060 – 1) / 1,060 = 0,056

Ответ: плотность нефти с растворенным в ней газом равна 872,05; объемный коэффициент нефти равен 1,060; усадка нефти составляет 0,056.

Задача 3

Рассчитать теплоемкость дегазированной нефти при 20 ⁰С для данного месторождения (таблица 3.1).
Таблица 3.1

Плотность дегазированных нефтей месторождений (пластов)

Вариант	Месторождение	Плотность, кг/м3
5	Березовское, турнейский ярус	899

Решение:

Теплоемкость нефти можно рассчитать по формуле:

c = * (496,8 + t) = * (496,8 + 20) = 1849,88 Дж/(кг*К)

Ответ: теплоемкость дегазированной нефти при 20 ⁰С составляет 1849,88 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

Вариант	5
t, 0С	15
S,г/л	101

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 ρ_вп = 998.3 + 0.7647 * 101 = 1075,5кг/л

при 7 ^оС ρ_вп(7) = 1091,6 - 0.0714*(15 - 20) = 1091,9кг/л

Рассчитываем параметр ∆ρ и ∆ρ(t)^*

∆ρ(t)^* = 0.793 * (146.8 - t)

∆ρ(7)^* = 0.793 *(146.8 - 15) = 104,5 кг/м3

∆ρ = ρ_вп - 998.3

∆ρ = 1075,5 - 998.3 = 77,2 кг/м3

Если ∆ρ < ∆ρ(t)^*

77,2 < 110,86, то

μ_вп = μ_в(t) * 10^{0,8831*∆ρ*0,001}

μ_в(t) = 1353*(t+50)^-1.6928

μ_в (7) = 1353 * (15+50) ^-1.6928 = 1,15 мПа*с

μ_вп = 1,44 * 10^{(0,8831*77,2*0.001)} = 1,68 мПа*с

Ответ: плотность пластовой воды при 7 ^оС составляет 1091,9 кг/л, вязкость 1,68 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

Вариант	Глубина скважины, м	Статический уровень жидкости, м	Плотность дегазированной нефти, кг/м3	Плотность пластовой нефти, кг/м3	Затрубное давление, МПа
5	1990	35	896	892	2,0

Решение:

Так как скважина безводная, то после остановки она заполнена только нефтью. Рассчитываем высоту столба нефти по формуле:

H_н = H_скв - h_ст = 1990 – 65 = 1925 м

Вычисляем по формуле среднюю плотность нефти:

_н = (_н.пл + _н.дег) / 2 = (869+892) / 2 = 880,5 кг/м³

Пластовое давление в соответствии с формулой составляет:

Р_пл = _н * g *H_н = 880,5 * 1925 * 9,98 * 10^-6 = 16,9 МПа

Ответ: пластовое давление в безводной остановленной скважине составляет 16,9 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

Вариант	Дебит скважины м3/сут Q	Глубина скважины м L = H	Давление насыщения нефти газом, МПа Рнас	Плотность нефти, кг/м3 н	Кинематическая вязкость, 10-6 , м2/с 	Внутренний диаметр НКТ, м d
5	252	1500	6,6	879	5,8	0,062

Решение:

Определим режим движения жидкости в НКТ. Рассчитаем предварительно число Рейнольдса по формуле:

Re = = 252 / (0,785 * 0,062 * 5,8*10^-6 * 86400) = 10332,3

Так как Re > 2320 (10332,3 > 2320), то режим течения – турбулентный

Величина коэффициента гидравлического сопротивления  для турбулентного течения определяется по формуле:

 = 0,3164 / Re^0,25

 = 0,3164 / 10332,3^0,25 = 0,031

Определяем давление, оказываемое столбом жидкости по формуле:

Р_СТ = gH = 879* 1500*9,8 * 10^-6 = 13 МПа

Потери давления на трение Р_ТР определяем следующим образом:

Р_ТР = 0,811 *  *  = 0,811 * 0,036 * ((1500*252²) / 86400²*0,062⁵) * 879 = 35745 Па = 0,3 МПа

Р_ЗАБ = Р_СТ + Р_ТР + Р_У

При артезианском фонтанировании подъем жидкости осуществляется за счет энергии пласта, то есть при давлении на устье скважины большем либо равном давлению насыщения (Ру  Рнас).

Р_ЗАБ = 19 + 0,1 + 5,8 = 24,9 МПа

КПД подъемника (в долях ед.):

 = = 1 / (1+0,036*((8*252²)/(86400²*9,8*3,14²*0,062⁵ ))= 0,98

Ответ: КПД процесса фонтанирования составляет 0,98 (98%), Потери давления на трение составляют 0,1 МПа, забойное давление равно 24,9МПа.


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

Вариант	Глубина скважины, м	Внутренний диаметр НКТ, м	Газовый фактор, м3/м3	Плотность нефти в пластовых условиях, кг/м3	Плотность нефти в поверхностных условиях, кг/м3	Плотность воды, кг/м3	Давление насыщения нефти газом, МПа	Обводненность продукции, %	Давление на устье, МПа
5	1500	0,062	90	892	896	1140	7,1	15	1,20

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 * 7,1 МПа = 6,39 МПа

 = 90 / (7,1 – 0,1013) = 0,06 Па

G _ЭФ = (90 – 0,06*((6,57+1,20)/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 = (892 + 896) / 2 = 894

_Ж = _В +_Н(1-)

_Ж = 1140*0,1 + 894 * (1 – 0,1) = 918,6 кг/м³

R₀ = = 0,0004

Условие 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

Вариант	Плотность нефти , кг/ м3	Плотность воды, кг/ м3	Диаметр ступеней, d1/d2, мм	Группа прочности стали
5	833	1115	8960	K

Дополнительные данные:

Таблица 8.2

Условный диаметр, (dу), мм	Внутренний диаметр, (dвн), мм	Наружный диаметр, (dнар), мм	Вес 1 м труб (qТР), Н
60	50,3	60,3	68,4
73	62,0	73,0	91,6
89	76,0	88,9	132,2
102	88,6	101,6	152,2

Таблица 8.3

Группа прочности стали	Предел текучести стали ( тек), МПа
D	380
K	500
E	550
L	650

Решение:

Для двухразмерной колонны длины нижней и верхней секций предельно - допустимая глубина спуска:

l₁= P₁/ (K * q_тр)

l₂= P₂ – P₁ / (K * q_тр)

где Р - страгивающая нагрузка, соответствующая пределу текучести для равнопрочных труб, Н;

К- коэффициент запаса прочности (1,3...1,5);

q_ТР- 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(d_НАР²-d_ВН²)

где d_{НАР ,} d_ВН - соответственно наружный и внутренний диаметр НКТ, м.

По данным задачи d₁ = 89, d₂ = 60, соответственно:

d_НАР1 = 88,9 мм

d_ВН1 = 76 мм

d_НАР2 = 60,3 мм

d_{ВН 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

q_{тр 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

q_{тр 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

Условный диаметр, (dу), мм	Страгивающая нагрузка для резьбового соединения неравнопрочных труб, кН
	D	К	Е	L
60,0	208,0	274,0	301,5	356,0
73,0	294,0	387,0	426,0	505,0
89,0	446,0	585,0	645,0	762,5

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 * q_тр)

l₂= P₂ – P₁ / (K * q_тр)

где Р - страгивающая нагрузка, соответствующая пределу текучести для равнопрочных труб, Н;

По данным задачи 8

По данным задачи d₁ = 89, d₂ = 60, соответственно:

d_НАР1 = 88,9 мм

d_ВН1 = 76 мм

d_НАР2 = 60,3 мм

d_{ВН 2} = 50,3 мм

q_{тр 1} = 132,2 Н

q_{тр 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

Вариант	Диаметр НКТ (dу), мм	Группа стали	Диаметр штанг, мм	Плотность нефти, кг/ м3	Плотность воды, кг/ м3	Обводненность продукции, %
2	73	K	19	833	1115	89

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

Диаметр штанг, мм	Вес 1м штанг, Н
16	16,7
19	23,5
22	31,4
25	41,0

Решение:

Для глубинно-насосного способа эксплуатации допускаемая глубина спуска насосно-компрессорных труб будет равна:

l _доп = P / ((q_тр + q_ш + q_ж)*К)

где q_Ш - вес 1м штанг, Н (табличные данные); q_Ж - вес 1м столба жидкости, Н; q_ТР– вес 1м труб,Н.

Вес одного метра столба жидкости рассчитывается по формуле:

q_Ж = 0,785(d_НКТ²-d_ШТ²) _Жg,

где d_НКТ - внутренний диаметр НКТ, м;d_ШТ - наружный диаметр штанг, м; _Ж - плотность жидкости, кг/ м³.

Плотность жидкости определяем по формуле:

_Ж = _В +_Н(1-) = 1015*0,42 + 833*(1-0,42) = 909,44

q_Ж  = 0,785 * ((73² – 19²) * 10^-6) * 909,44 * 9,8 = 34,7 Н

По условию задачи:

q_Ш = 23,5 Н т.к. диаметр штанг = 19мм (таблица 8.6.).

q_ТР = 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(d_НАР²-d_ВН²)

где d_{НАР ,} d_ВН - соответственно наружный и внутренний диаметр НКТ, м., определяется исходя из таблицы 8.2, так как dу = 73 мм, то

d_НАР = 73 мм

d_ВН = 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 / ((23,5+91,6+34,7) * 1,3) = 2274,7 м

Ответ: допустимая глубина спуска насосных труб при глубинно-насосной эксплуатации составляет 2274,7 м.


Задача 11

Определить вес колонны штанг в жидкости для заданных условий.
Таблица 9.1

Вариант	Дебит нефти, м3/сут	Дебит воды, м3/сут	Диаметр штанг, мм	Плотность нефти, кг/м3	Плотность воды, кг/м3	Длина штанг, м
5	120	80	16	853	1046	1300

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 = 16, соответственно Вес 1м штанг = 16,7 Н.

Ршт = 16,7 * 1300 = 21 710 Н = 21,71 кН

Вес колонны штанг в жидкости:

Р^l 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.

 = 80 / (120+80) = 0,4

_Ж = 1046 * 0,4 + 853*(1-0,4) = 930,2

Карх = (7850 – 930,2) / 7850 = 0,88

Р^l шт = 21710 * 0,88 = 19104,8 Н = 19,1 кН

Ответ: вес колонны штанг в жидкости 19,1 кН.