База задач по нефтегазовому делу

Компактный газовый состав (табл. 1), истекающий через устье скважины диаметром d мм, имеет высоту факела пламени НФ (табл. 2). Химический недожог составляет ηX % от низшей теплоты сгорания (табл. 3). Тушение пожара осуществляется водяными струями из лафетных стволов. 

Рассчитать: 

1) дебит газового фонтана; 

2) секундный расход газовой смеси; 

3) теплоту пожара – тепловыделение в зоне горения в единицу времени; 

4) низшую теплоту сгорания смеси газов; 

5) тепловую энергию факела с учётом тепловых потерь; 

6) мощность (интенсивность) теплового излучения на различных расстояниях от устья скважины. 

Определить: 

7) I, II, III и IV границы зон теплового воздействия пламени. 

Таблица 1 – Состав газового фонтана

Таблица 2 – Параметры газового фонтана

Таблица 3 – Химический недожог фонтанирующей смеси

Рассчитать забойное давление фонтанирования за счет гидростатического напора пласта и КПД процесса для следующих условий: дебит скважины Q; глубина скважины Н давление насыщения Р_НАС средняя плотность нефти в скважине ; средняя вязкость внутренний диаметр HKT d=0,0503м.

Нефтяная залежь площадью 500 га и толщиной 30 м имеет пористость 20 % и водонасыщенность 30 %. Сколько нефти можно отобрать за счет объемного упругого расширения жидкостей при падении давления от 300 до 200 ат? Коэффициент сжимаемости воды 3 · 10^-4 ат^-1, нефти 1,5 · 10^-5 ат^-1. Пласт считать недеформируемым.

Определить коэффициент проницаемости пористой среды (в дарси), если известны коэффициент фильтрации  k_ф, коэффициент динамической вязкости μ и плотность жидкости ρ. Фильтрация жидкости происходит по закону Дарси. Исходные данные для расчетов представлены в таблице 2.

Таблица 2

Исходные данные для расчетов

Определить коэффициент абсолютной проницаемости цилиндрического образца горной породы при создании плоскопараллельной фильтрации через него керосина, если известны следующие данные (задачу решать в системе СИ). Сделать предположения о коллекторских свойствах исследуемой породы (может ли быть коллектором предполагаемый тип породы).

Стандартная плотность сырой нефти, принятой к перевозке, равна ρ₂₀ = 0,83 т/м³.

Определить запас емкости цистерны с эксплуатационным объемом V_Ц = 7,1 м³ при возможном повышении температуры груза в рейсе до t°С = 35 °С.

Подобрать расчетным путем оборудования для эксплуатации скважины установкой электроцентробежного насоса (УЭЦН) и определить удельный расход электроэнергии при ее работе. 

Исходные данные для расчета выбрать из план-задания на ремонт скважины (раздаточный материал у преподавателя). Условно принять: устьевое давление Ру = 0,8 МПа; давление насыщения Рнас = 9 МПа. 

Коэффициент продуктивности К = 21,3 м³ сут/МПа

Пластовое давление Рпл = 21 МПа (депрессия = Рпл – Рзаб) 

Забойное давление Рзаб = 18 МПа

Глубина скважины Н = 2150 м

Оптимальное давление на приеме насоса Ропт = 2,25 МПа

Плотность пластовой воды р_в = 1015 кг/м³

Плотность пластовой нефти р_н = 840 кг/м³

Обводненность n_в = 0,58

Давление на устье скважины Ру =1,1 МПа

 Газовый фактор G=60 м³|м³

В начало сборного коллектора длиной L км, диаметром d м подают товарную нефть в количестве G т/ч, вязкостью μ мПа∙с и плотностью X кг/м³. Из сборного коллектора нефть отбирают в трех точках, соответственно, G₁ т/ч, G₂ т/ч, G₃ т/ч. Расстояния от начала коллектора и до точек отбора нефти, следующие L₁ м, L₂ м, L₃ м. 

 Определить общий перепад давления, если известно начальное давление. Сборный коллектор проложен горизонтально и местных сопротивлений не имеет.

 
Контрольная работа посвящена решению задачи анализа системы автоматического регулирования (САР) расхода методом дросселирования. 

Структурная схема САР расхода представлена на рис. 1

Рисунок 1 – Схема САР расхода

Объект управления представляет собой участок трубопровода от измерительного преобразователя до исполнительного устройства. 
Передаточные функции объекта управления, исполнительного устройства, измерительного преобразователя и регулятора имеют вид 

Статические коэффициенты передачи и постоянные времени данных элементов САР и критерии оценки устойчивости представлены в табл.1

Таблица 1 

Для выполнения контрольной работы необходимо выполнить следующее. 

1. Получить передаточную функцию разомкнутой системы. 
2. Получить передаточную функцию замкнутой системы. 
3. Определить устойчивость САР по алгебраическому критерию 
Гурвица.  
4. Определить устойчивость САР по частотному критерию Михайлова.

Определение поправок к коэффициенту вытеснения

Имеется трещиновато-поровый коллектор. Определить, как изменится коэффициент вытеснения нефти за счет наличия трещин, если известно, что трещины не содержат связанной воды и нефти. Построить зависимость коэффициента вытеснения от доли трещин в пустотном объеме коллектора.

Для получения 1300 кг винилацетата израсходовано 2000 кг уксусной кислоты. Определить степень конверсии уксусной кислоты, если селективность по винилацетату равна 99%. 

1. Определите объёмный коэффициент подачи.

2. Определите работу политропного сжатия 1-го кг газа.

3. Определите эффективную мощность компрессора.

Исходные данные к задаче (вариант № 17):

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