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

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 мгэкв/л

rHCO3- =в=1,56 мгэкв/л

rCO2 =с=63,1/44=1,43 мгэкв/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 мгэкв/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=0,864 м3/с

D=117 мм=0,15 м

?=0,0010 мм= 0,10 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=0,105 м

2. Скорость потока жидкости в трубопроводе без отложений :

W1= Q / S 1= Q / 0, 785 *0, 1132=0,845/0,785*0,1132= 84,5 м/с трубопровод вода нефть газопровод

3. Скорость потока жидкости в запарафиненном трубопроводе :

W2 = Q/ S2 = Q / 0, 785* d2 =0,854/0,1 172=105,6 м/с

4. Параметр Рейнольдса :

Re 1 =d1 W1 / н = 84,5*0,15/0,0520*10−4 =19 012

Re 2=d2 W2 / н= 105,6*0,105/0,0520*10−4 =21 323

5. Определим режим течения

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

10*0,117/0,010*10−3 =11 700 ?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 =190 120,25 /213 230,25 *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=0,3164/190 120,25=3,05

л2=0,3164/213 230,25=3,08

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