Подготовка, транспорт и хранение скважинной продукции

Определение агрессивной углекислоты в пластовой воде и определение типа воды. Начальное давление газа в газопроводе. Количество ингибиторов, необходимое для движения газа по газопроводу. Перекачка нефти по трубопроводу. Потери напора на трение.

Рубрика Геология, гидрология и геодезия
Вид практическая работа
Язык русский
Дата добавления 20.06.2012
Размер файла 1,4 M

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Федеральное агентство по образованию Российской Федерации

ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

Институт природных ресурсов

Подготовка, транспорт и хранение скважинной продукции

Практическая работа №1

Выполнил: Богдашкин Д.А.

Группа З-2Т9Т/01

Проверил: Вострилова А.А.

Томск 2012 г

Задача 1

Определение агрессивной углекислоты в пластовой воде и определение типа воды

Дано

Na + = 13,9 мг/л

K + = 2,3 мг/л

Ca 2+ =16,6 мг/л

Mg 2+ =8,1 мг/л

Cl - =10,6 мг/л

SO 42- =8,9 мг/л

HCO3 - =95,5 мг/л

Свободная СО 2, мг/л = 63,1 мг/л

Решение

1. Количество агрессивной углекислоты определяют по графикам, составленным Лаптевым Ф.Ф., в которых используется содержание связанной и свободной углекислоты . Для этого необходимо определить соотношение: rHCO3- / rCa2+,

где r i - содержание иона в эквивалентной форме :

r i= q i/ Э i - экв мг/л

где q i - содержание иона, мг/л,

Э i - эквивалент иона,

М i - молекулярная масса иона ;

В i - валентность иона .

Графиком № 1 пользуются , если выполняется условие

1,25 > rHCO3- / rCa2+ >0,75

Для нашего случая величина соотношения составила :

(95,5/61) / (16,6/20)=1,56/0,83=1,29

т . к . полученная величина меньше 0,75 то для дальнейших расчетов воспользуемся графиком № 1

2. Находим суммы эквивалентов Са 2+ (а) и НСО3- (в) и удвоенного содержания свободной углекислоты СО 2 ( с ):

rCa2+ =а = 0,89 мг -экв/л

rHCO3- =в=1,56 мг -экв/л

rCO2 =с=63,1/44=1,43 мг -экв/л

а+2с=0,83+2*1,43=3,69

в+2с=3,69+2*1,43=4,42

На графике № 1 этим суммам отвечает точка , лежащая на кривой , соответствующей эквивалентному содержанию равновесной HCO3 1,6 мг -экв/л

В нашем варианте фактически в воде содержится HCO3 1,56 мг - экв / л

1,6-1,56=0,4

В нашем случае вода не корродирует,недостаток CO2 будет придовать воде не коррозионную активность.

График №1

Задача 2

Рассчитать количество ингибиторов для следующих условий движения газа по газопроводу: начальные давление газа в газопроводе

1.2 МПа (10кгс/см 2 ) и температура +20 0 С, конечные давление 0.2 МПа (2 кгс/см 2 ) и температура -8 0С; количество газа, транспортируемого по газопроводу , равно 850 тыс . м 3 / сут . Относительная плотность газа по воздуху 0.8., C 1=95% ДЭГ, C1 =30% СаСl2.

Решение

q = (W 1 - W 2) * C 2 / (C 1 - C 2)

Согласно номограмме , количество влаги в начале газопровода W1= 1,5 кг на 1000 м 3 газа, количество влаги в конце газопровода W 2 = 1 кг на 1000 м 3 газа. Разность W 1 - W 2 даст количество воды, конденсирующейся на каждых 1000 м3 газа:

?W = W 1 - W 2= 2-1,8 = 0.2 кг

Температура начала образования гидратов определяется из графика . Для нашего случая она будет 7 0C. Величина понижения равновесной температуры ?t, определяется по рисунку, для раствора хлористого кальция составит:

?t = 7 -(-8) = 15 0С

По графику находим, что для ?t = 15 0С концентрация отработанного раствора хлористого кальция равна 25 % масс. По уравнению определяем удельный расход 30% - ного раствора :

q = 0.2 * 25 / (30 -25) = 0 кг на 1000 м3

Суточный расход хлористого кальция составит

q сут = 0,2*900 = 180 кг

Начальная концентрация ДЭГ С 1 = 950%. Для ? t = 17 0С по графику определяем С 2 = 37% - концентрацию отработанного ДЭГ , которую надо поддерживать для указанной величины снижения температуры начала образования гидратов.

q = 0.2 * 37 / (95 - 37) = 0.12 кг на 1000 м 3

Суточный расход ДЭГ составит :

qсут = 0,2 * 900 = 180 кг

Задача 3

При перекачке нефти вязкости н с расходом Q по трубопроводу внутренним диаметром d и абсолютной эквивалентной шероховатости ? постепенно на его стенках образовался слой парафина толщиной д . Рассчитайте , во сколько раз изменятся потери напора на трение ?

Дано:

н =0,0520 * 10-4, м 2 /с

Q=8,45 дм 3 /с=0,00864 м3/с

D=117 мм=0,15м

?=0,0010 мм= 0,000010 м

Д=6 мм = 0,006 м

Решение

Для расчета потерь напора на трение используем формулу Дарси - Вейсбаха:

где hтр - потеря напора на преодоление трения по длине трубопровода круглого сечения при любом установившемся режиме течения ; л - коэффициент гидравлического сопротивления , который зависит от числа Рейнольдса (Re) и относительной шероховатости стенки трубопровода; L - длина трубопровода, м; d внутренний диаметр , м ; w - средняя скорость , м / с ; g - ускорение силы тяжести : 9,81 м/с 2

Чтобы ответить на вопрос задачи , нужно найти отношение потерь напора на трение в запарафиненном трубопроводе к потерям в трубопроводе без отложений :

Произведем расчет всех неизвестных величин :

1. Диаметр запарафиненного трубопровода : d2= d1-2* д =

=0,117-2*0,006=0,105м

2. Скорость потока жидкости в трубопроводе без отложений :

W1= Q / S 1= Q / 0, 785 *0 ,1132=0,00845/0,785*0,1132= 84,5 м/с

трубопровод вода нефть газопровод

3. Скорость потока жидкости в запарафиненном трубопроводе :

W2 = Q/ S2 = Q / 0, 785* d2 =0,00854/0,01172=105,6 м/с

4. Параметр Рейнольдса :

Re 1 =d1 W1 / н = 84,5*0,15/0,0520*10-4 =19012

Re 2=d2 W2 / н= 105,6*0,105/0,0520*10-4 =21323

5. Определим режим течения

10*d /? ? Re ?2300? турбулентный, зона Блазиуса

10*0,117/0,010*10-3 =11700 ?Re ?2300

7. Если установлен турбулентный режим и зона Блазиуса для обоих трубопроводов , то :

h2 / h1 = Re10,25/ Re20,25* d1 / d2 * W22/ W12

h2 / h1 =190120,25 /213230,25 *0,117/0,105*105,62 /84,5=10,36

8. Если установлены разные режимы в трубопроводах , то рассчитываем л для каждого трубопровода и вычисляем потери напора:ъ

а) для зоны Блазиуса:

л i=0,3164/ Re0,25

л1=0,3164/190120,25=3,05

л2=0,3164/213230,25=3,08

при перекачки нефти вязкостью н =0,0520 * 10-4, м 2 /с , то потери на трение составляют 10,36

Размещено на Allbest.ru


Подобные документы

  • Назначение установки комплексной подготовки нефти и газа. Технологический режим ее работы. Предварительный сброс пластовой воды. Осушка попутного нефтяного газа. Пуск и остановка УКПНГ. Характеристика сырья и готовой продукции. Контроль техпроцесса.

    курсовая работа [121,1 K], добавлен 04.07.2013

  • Система сбора нефти, газа и воды на нефтяных месторождениях. Основные факторы, учитываемые при проектировании системы внутрипластового сбора. Принципиальная схема получения товарной нефти. Отличительные способности самотёчных негерметизированных систем.

    реферат [18,0 K], добавлен 29.12.2010

  • Основные сведения о месторождениях нефти и газа, способы их формирования и особенности разведки полезных ископаемых. Сферы применения и режимы эксплуатации различных видов скважин, используемых для добычи. Промысловый сбор и подготовка нефти, газа и воды.

    отчет по практике [3,2 M], добавлен 21.07.2012

  • История возникновения и особенности развития нефтяных и газовых месторождений. Методы сбора, подготовки, способы транспортировки и хранение газа и нефти, продукты их переработки. Обеспечение технической и экологической безопасности при транспортировке.

    дипломная работа [162,1 K], добавлен 16.06.2010

  • Исторические сведения о нефти. Геология нефти и газа, физические свойства. Элементный состав нефти и газа. Применение и экономическое значение нефти. Неорганическая теория происхождения углеводородов. Органическая теория происхождения нефти и газа.

    курсовая работа [3,2 M], добавлен 23.01.2013

  • Физические свойства и месторождения нефти и газа. Этапы и виды геологических работ. Бурение нефтяных и газовых скважин и их эксплуатация. Виды пластовой энергии. Режимы разработки нефтяных и газовых залежей. Промысловый сбор и подготовка нефти и газа.

    реферат [1,1 M], добавлен 14.07.2011

  • Факторы миграции нефти и газа в земной коре. Проблема аккумуляции углеводородов. Граничные геологические условия этого процесса. Главное свойство геологического пространства. Стадии выделения воды, уплотнения глин. Формирование месторождений нефти и газа.

    презентация [2,5 M], добавлен 10.10.2015

  • Сбор и внутрипромысловый транспорт скважинной продукции. Напорная однотрубная система Бароняна-Везирова, предусматривающая герметизацию сбора нефти, газа и воды. Продукция фонтанных скважин, отделения конденсата после компрессора высокого давления.

    презентация [1,2 M], добавлен 09.03.2014

  • Происхождение нефти, образование месторождений. Оборудование, необходимое для бурения скважин. Транспортировка нефти и газа на нефтеперерабатывающие заводы и электростанции. Особенности переработки нефти. Добыча растворенного газа в Томской области.

    реферат [52,3 K], добавлен 27.11.2013

  • Концепции неорганического происхождения нефти: гипотеза Менделеева, Кудрявцева, Соколова. Основные аргументы в пользу биогенного происхождения нефти. Образование природного газа. Условия нефтеобразования: время, умеренные температуры, давление.

    реферат [178,7 K], добавлен 16.06.2015

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.