Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.
Предоплата всего
Подписываем
1. Требования к качеству природного и попутного газа. Классификация углеводородных газов и пути их реализации.
2. Гидравлический расчёт простых трубопроводов, транспортирующих однофазные ньютоновские жидкости с установившимся режимом течения.
3. Обезвоживание и обессоливание нефтей электрическими методами (установка ЭЛОУ). Обезвоживание и обессоливание эмульсий Пиккеринга.
4. Задача № 16. Продукция фонтанной скважины в количестве 100 т.м3/год по горизонтальной выкидной линии длиной 2 км и внутренним диаметром 100 мм транспортируется к ГЗУ «Спутник В». Среднее расходное объёмное газосодержание не превышает 40 %. Средняя плотность нефти и газовой фазы в условиях выкидной линии 760 и 0,86 кг/м3 соответственно. Изменение объёмного расходного газосодержания продукции за время её прохождения по трубопроводу не превышает 10 %, а изменением объёма жидкой фазы можно принебречь.
Определить перепад давления в выкидной линии с помощью модели структурного течения, если режим течения пузырьковый, а коэффициент сопротивления не превышает 0,05.
В НГДУ «Х…нефть» в эксплуатации находится крупное месторождение «А», разрабатываемое с ППД многочисленными механизированными скважинами. Содержание воды в добываемой продукции, представляющей собой эмульсию типа В/Н, достигло 60 % мас.
Месторождение обустроено по дополнительному варианту унифицированной схемы сбора с организацией на площадке ДНС предварительного сброса пластовых вод и подготовкой нефти на УКПН, расположенной на ЦПС.
Продукция поступает на ЦПС под давлением 6 атм с обводнённостью 10 %.
Подготовка нефти состоит из двухступенчатой сепарации и длительного отстоя в РВС.
В результате, «товарная» нефть не отвечает требованиям нормативных документов.
Предложите реконструкцию схемы УКПН, способную выпускать нефть с обозначением 1.1.1.1., если после существующей подготовки массовая доля серы в ней не превышает 0,59 % при плотности нефти 831 кг/м3 (при 20 0С) и 834 (при 15 0С). Выход светлых фракций, выкипающих до 200 0С не менее 27 % об., - до 300 0С не менее 47 % об. и – до 350 0С не менее 57 % об. Массовая доля парафина в нефти порядка 4 % мас., а массовая доля органических хлоридов не более 2 ррm. Содержание воды колеблется от 0,6 до 0,8 % мас., а хлористых солей достигает 5000 мг/л., причем, порядка 500 мг/л солей находится в нефти в виде сухого порошка. Массовая доля механических примесей в нефти не превышает 0,05 %, а давление насыщенных паров составляет 1500 мм.рт.ст., что обусловлено оставшимся в нефти после сепарации пропаном и бутаном. Массовая доля сероводорода не превышает 20 ррm, меркаптанов 40 ррm.
По ряду причин от применения термохимического метода решено отказаться.
Билет составил: УТВЕРЖДАЮ
к.х.н. доцент зав.каф.ЭНиГМ к.т.н. доцент
_______________ Борисевич Ю.П. _________________ Кантария С.Н.
2008 г.