Подготовка, транспорт и хранение скважинной продукции

Контрольная работа - Геодезия и Геология

Другие контрольные работы по предмету Геодезия и Геология

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+ = 13,9 мг/л+ = 2,3 мг/л2+ =16,6 мг/л2+ =8,1 мг/л- =10,6 мг/л42- =8,9 мг/л- =95,5 мг/л

Свободная СО 2, мг/л = 63,1 мг/л

Решение

. 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

 

,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

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

+ =а = 0,89 мг -экв/л- =в=1,56 мг -экв/л=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

,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

.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

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

Суточный расход хлористого кальция составитсут = 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.= 0.2 * 37 / (95 - 37) = 0.12 кг на 1000 м 3

Суточный расход ДЭГ составит :сут = 0,2 * 900 = 180 кг

 

Задача 3

 

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

Дано:

? =0,0520 * 10-4, м 2 /с=8,45 дм 3 /с=0,00864 м3/с=117 мм=0,15м

?=0,0010 мм= 0,000010 м

?=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 ; ? - 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 :

. Диаметр запарафиненного трубопровода : d2= d1-2* ? =

=0,117-2*0,006=0,105м

. Скорость потока жидкости в трубопроводе без отложений :

= 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

 

. Параметр Рейнольдса :

 

Re 1 =d1 W1 / ? = 84,5*0,15/0,0520*10-4 =190122=d2 W2 / ?= 105,6*0,105/0,0520*10-4 =21323

 

. Определим режим течения

 

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

 

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

. 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

 

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

а) для зоны Блазиуса:

 

? i=0,3164/ Re0,25

 

?1=0,3164/190120,25=3,05

?2=0,3164/213230,25=3,08

при перекачк?/p>