База задач по нефтегазовому делу

Дизельная фракция нагревается в теплообменнике до 230⁰С. Определить ее плотность при температуре 30⁰С, если (ρ₄²⁰ = 0,826). 

Рассчитать материальный баланс первой ступени сепарации

Исходные данные 

Производительность 2,2 млн. т/год.

Обводненность сырой нефти 63 % масс.

Давление 0,75 МПа

Температура 15 °С.

Химический состав нефти приведен в табл. 1.1

Таблица 1.1

Состав неразгазированной нефти 

Материальный баланс первой ступени сепарации

Исходные данные 

Вариант 12

Производительность 1 млн. т/год.

Обводненность сырой нефти 63 % масс.

Давление 0,75 МПа

Температура 15 °С.

Химический состав нефти приведен в табл. 1.1

Таблица 1.1

Состав неразгазированной нефти (вариант 2)

 Определите фактическую подачу двухцилиндрового насоса двойного действия.

Таблица 7 - исходные данные

 Рисунок 4 –Схема кривошипного механизма

Определение водо- и нефтенасыщенности керна.

Определить объем нефти в образце (V_нефти), коэффициент нефтенасыщенности (S_н) и коэффициент водонасыщенности (S_в), полученные значения занести в таблицу. 

Таблица 7.1 – Исходные данные 

Определение абсолютной проницаемости образца керна по газу. Поправка на эффект Клинкенберга.

Определить абсолютную гидравлическую проницаемость. 

Во время исследования через образец прокачивали только гелий. 

Всего проводилось три эксперимента с давлением на входе 0,2, 0,3 и 0,4 МПа и давлением на выходе во всех случаях 0,1МПа. 

Остальные исходные данные задачи представлены в таблице 9.2, за исключением «объема газа, прошедшего через образец». 

Этот параметр по вариантам представлен в таблице 9.1. 

Также по расчетным данным проницаемости и обратного среднего давления построить график зависимости «проницаемость – обратное среднее давление», на котором экстраполяцией определить проницаемость по жидкости.

Таблица 9.1– Исходные данные

Таблица 9.2

Определение коэффициента открытой пористости по методу И. А. Преображенского.

Определить коэффициент открытой пористости

Раскройте тему: Буровые установки, комплект бурового оборудования и его назначение.

Определить начальные запасы нефти нефтегазовой залежи при следующих исходных данных. Общий объем нефтенасыщенной части залежи Vн = 13,8∙10⁷ м³, а объем пласта, занятого газовой шапкой, Vг = 2,42∙10⁷ м³. Начальное пластовое давление, равное давлению насыщения нефти газом, р₀ = 18,4 МПа; объемный коэффициент нефти при начальном давлении b_н0 = 1,34 м³/м³; объемный коэффициент газа газовой шапки b_Г0 = 0,00627 м³/м³; начальное газосодержание нефти Г₀ = 100,3 м³/м³.

При отборе из залежи Qн = 3,18∙10⁶ м³ нефти (в стандартных условиях) и воды Qв = 0,167∙10⁶ м³ среднее пластовое давление снизилось и стало равным 13,6 МПа.

При этом средний газовый фактор Г = 105 м³/м³, объемный коэффициент нефти b_н = 1,28 м³/м³, а объемный коэффициент газа b_г = 0,00849 м³/м³. Газосодержание уменьшилось и стало Г = 75 м³/м³. Объемный коэффициент воды b_н = 1,028. За рассматриваемый период разработки в залежь вторглось пластовой воды Wв = 1,84∙106 м³.

Определить величину межфазного натяжения на границе дегазированная нефть-пластовая вода, если известны результаты, полученные на сталагмометре (рис.2) и исходные данные.

Принимаем плотность октана (ρ_О) и дистиллированной воды (ρ_в) равными соответственно 713 и 1000 кг/м³.

Исходные данные:

V_O = 65

V_H = 76

σ₀ = 51 мН/м

ρ´_B = 1076 кг/м³

ρ_Н = 894  кг/м³

ρ_О = 713 кг/м³

ρ_в = 1000 кг/м³

Рисунок 2 - Сталагмометр

Рассчитать пластовое давление в безводной остановленной скважине для следующих условий 

L_c= 1870 м

h_ст = 37 м

р_н.д. = 873 кг/м³

р_н.п.  = 807 кг/м³

Рассчитать дебит нефтяной скважины, расположенной у непроницаемой границы и прямолинейного контура питания, если задана толщина пласта h, проницаемость k, вязкость нефти μ, расстояние до контура питания R_к и давления на контуре питания p_к и скважине p_с. Радиус скважины r_c = 10 см.

Рисунок 1 – Схема к задаче

Исходные данные: 

h = 11 м; k = 0,16 мкм²; μ = 5 мПа·с; R_k = 200 м; p_к = 19 МПа, p_с = 14 МПа; a = 200 м, b = 100 м

По модели пласта в виде керна диаметром d = 2 см и длиной l = 5 см за время t десять минут прокачан объем газа V_ат = 2 м³. Определить коэффициент проницаемости керна, если известно, что манометрические давления на входе и на выходе в модель равны p_м1 = 1,2 МПа, p_м2 = 0,0 МПа, динамический коэффициент вязкости газа μ = 0,018 мПа·с.

Определить дебит нефтяной скважины в случае установившейся плоскорадиальной фильтрации нефти по закону Дарси, если известно, что давление на контуре питания p_к = 18 МПа, давление на забое скважины p_с = 10 МПа, коэффициент проницаемости пласта k = 0,3 мкм², толщина пласта h = 15 м, диаметр скважины D_с = 20 см, радиус контура питания R_k = 1 км, динамический коэффициент вязкости нефти μ = 12 мПа·с

Определить среднее значение скорости фильтрации на боковой поверхности гидродинамически несовершенной по характеру вскрытия нефтяной скважины, если толщина пласта h, плотность перфорации n_п, с диаметром отверстий d_п, дебит жидкости Q.

Исходные данные:

h = 18 м; n_п = 8 отв/м; d_п = 1,2 см = 0,012 м; Q = 240 м³/сут.

Представьте схему нефтеперерабатывающего завода, работающего по нефтехимическому и топливному варианту.

Рассчитать на статическую и малоцикловую прочность нефтепровод диаметром Dн мм и толщиной стенки δ, мм с коррозионным дефектом L = 100 мм, глубиной каверны t_к= 10 мм 

Таблица – Исходные данные

Рассчитать основные показатели закачки воды, если из залежи извлекается нефти Q_нд, воды Q_в, газовый фактор G_о, среднее пластовое давление меньше давления насыщения Р_пл; коэффициент растворимости газа в нефти α, пластовая температура T_пл, объмный коэффициент нефти b_нпл, плотность дегазированной нефти ρ_нд, объемный коэффициент пластовой воды b_впл. Стоимость нагнетательной скважины C_с, коэффициент приемистости нагнетательной скважины K_прм, время работы нагнетательной скважины t, КПД насосного агрегата η. Глубина скважины L_с, плотность нагнетаемой воды ρ_в. Коэффициент сверхсжимаемости газа z.

Таблица 1 – Исходные данные

Определить значение давления, при котором начнется конденсация водяных паров из газа при определенной температуре и равновесной влагоемкости газа по данным, приведенным в таблице 1.

Таблица 1 – Исходные данные 

Исходя из условий прочности НКТ на разрыв в опасном сечении, на страгивающие нагрузки в резьбовом соединении и на внутреннее давление, определить глубину спуска ступеней колонны гладких насосно-компрессорных труб с треугольной резьбой из стали групп прочности «Д», «К» общей длиной 2950 м для фонтанирующей скважины глубиной 3055 м, имеющей обсадную колонну диаметром 146х7,7 мм. При расчете пренебрегаем потерей веса колонны труб в жидкости, так как уровень жидкости в межтрубном пространстве во время работы может быть оттеснен до башмака колонны труб. 

Таблица 1

Определить величину межфазного натяжения на границе дегазированная нефть-пластовая вода, если известны результаты, полученные на сталагмометре  и исходные данные.

Принимаем плотность октана  и дистиллированной воды (р_в) равными соответственно 713 и 1000 кг/м³

Рассчитать пластовое давление в безводной остановленной скважине для следующих условий
L_c= 1790 м
h_ст =32м
р_н.д. = 829 кг/м³
р_н.п. = 852 кг/м³ 

НПС короткого нефтепровода оснащена одним подпорным насосом и тремя основными насосами, работающими в режиме последовательного соединения.

Требуется выбрать наиболее экономичный режим работы станции при снижении объемов перекачки на короткий период на  %.

Исходные данные к задаче

Основные насосы НМ 2500-230; подпорные насосы НПВ 2500-80; плотность перекачиваемой нефти ρ = 830 кг/м³; величина снижения объемов перекачки X = 14 %.

Таблица 1 –Характеристика линейной части нефтепровода

Раскройте тему: Мероприятия направленные на предотвращение газонефтеводопроявлений (ГНВП) и открытых фонтанов