Подготовка, транспорт и хранение скважинной продукции
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 ;
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)
∆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 ν
с расходом Q по трубопроводу внутренним диаметром d и абсолютной эквивалентной
шероховатости ∆ постепенно на его стенках образовался слой парафина
толщиной δ . Рассчитайте , во
сколько раз изменятся потери напора на трение ?
Дано:
ν =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
Δ=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 ; λ
- 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
Произведем расчет всех неизвестных величин :
. Диаметр запарафиненного трубопровода : d2= d1-2*
δ =
=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 / ν
= 84,5*0,15/0,0520*10-4 =190122=d2 W2 / ν=
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 λ для каждого
трубопровода и вычисляем потери напора:ъ
а) для зоны Блазиуса:
λ i=0,3164/ Re0,25
λ2=0,3164/213230,25=3,08
при перекачки нефти вязкостью ν
=0,0520 * 10-4, м 2 /с , то потери на трение составляют
10,36