выполнено на сервисе Автор24

Студенческая работа на тему:

«ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВОЗМОЖНЫХ ЗОН ГИДРАТООБРАЗОВАНИЯ В СКВАЖИНЕ» Необходимо Найти возможную зону образования гидратов в стволе работающей скважины

Решение задач Нефтегазовое дело

Создан заказ №2399223

8 ноября 2017

«ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВОЗМОЖНЫХ ЗОН ГИДРАТООБРАЗОВАНИЯ В СКВАЖИНЕ» Необходимо Найти возможную зону образования гидратов в стволе работающей скважины

Как заказчик описал требования к работе:

Необходимо написать решение задач по нефтегазовому делу. Обращаюсь к авторам, у которых много работ по этой дисциплина. Прикрепляю пример и оформление доклада. Срок - 3 дня. 12 страниц печатного текста шрифт 14

Фрагмент выполненной работы:

«ОПРЕДЕЛЕНИЕ ВОЗМОЖНЫХ ЗОН ГИДРАТООБРАЗОВАНИЯ В СКВАЖИНЕ» Необходимо: Найти возможную зону образования гидратов в стволе работающей скважины, имеющей следующую характеристику. Дано: исходные данные приведены в таблице 1.1. Таблица 1.1 Исходные данные Наименование Значение Глубина залегание пласта, H 1020 м Эффективная толщина пласта,hэф 17 м Пористость 22,5% Проницаемость 85 мД Пластовое давление 9,9МПа Пластовая температура 303К Дебит скважины 40 тыс.м3/сут Время работы скважины 10 лет Радиус скважины 0,1 м Радиус контура питания 500 м Геотермический градиент 0,02 0С/м Объемный состав газовой смеси Соединения Процентное содержание в смеси CH4 91,7 C2H6 3,82 C3H8 1,77 C4H10 1,5 C5H12 0,57 N2 0,46 CO2 0,18 Решение: Зная объемный состав газа определим молекулярную массу данной газовой смеси по формуле: (1.1) Где, Yi - объемный процент i – компонента; Мi – молекулярная. (работа была выполнена специалистами Автор 24) масса i – компонента, кг/кмоль. кг/кмоль. Определяем плотность газа при стандартных условиях: кг/м3. (1.2) Относительная плотность газа по воздуху составляет: кг/м3. (1.3) где, Мвоз – молярная масса воздуха, кг/кмоль. Следующий шаг – определение критических значений давления и температуры. (1.4) МПа. К. Затем определяем приведенные давление и температуру: МПа. (1.5) К. (1.6) Используя график Брауна-Катца, находим коэффициент сверхсжимаемости смеси углеводородных газов. В данном случае он составляет Z=0.78. Теперь определяем коэффициент динамической вязкости: кг/м3 (1.7) (1.8) мПа/с (1.9) мПа/с (1.10) где, T – температура,0C; - приведенная плотность, она может быть найдена по эмпирическим формулам; -безразмерный коэффициент; μ, μ0 – коэффициенты динамической вязкости природных газов при давлении Р и Р0=0,1МПа и заданной температуре, мПа∙с. Определим молярную изобарную теплоемкость: (1.11) кДж/кмоль*К Массовая изобарная теплоемкость газа может быть найдена через молярную изобарную теплоемкость, используя формулу: Дж/кг*К (1.12) Значение функция f(рпр,Тпр) может быть найдена по графикуЗависимость f(Рпр, Тпр) от приведенных давления Рпр и температуры Тпр (f(рпр,Тпр)=1,1. Коэффициент Джоуля-Томсона может быть найден по формуле: (1.13) К/МПа Коэффициент макрошероховатости, определяемый по формуле: (1.14) где β* - параметр пористой среды, учитывающий извилистость поровых каналов и непостоянство их сечения определяется по формуле: (1.15) Коэффициенты фильтрационного сопротивления определяют по формулам: МПа*с/м3 (1.16) МПа2*с2/м6 (1.17) Переводим дебит газовой скважины в размерность м3/с. м3/с (1.18) Далее находим забойное давление: (1.19) МПа Следующий шаг – определение температуры газа на забое. К (1.20) Определяем приведенные температуру и давления на забое скважин по формулам 1.5-1.6. МПа К Используя график Брауна-Катца, находим коэффициент сверхсжимаемости смеси углеводородных газов...Посмотреть предложения по расчету стоимости