2.1.2.Ұңғыма өнімінің қасиеті бойынша бастапқы ақпарат

Варьёганск кен орны бойынша бастапқы мәліметтер (горизонт Б7):

Рпл=21 МПа, tпл=71 С, Рs=15,1 МПа,

G=135 куб м/куб м, G=160,8 куб м/т,

пл718 кг/куб м, пл=1,2 мПа*с,

дег=840 кг/куб м, дег=5,2 мПа*с,

=1,277 кг/куб м (зэкспермент мәліметтерін салыстыру арқылы алынған шамалар).

Таблица 3.1.

ОСР кейінгі мұнай газының компонентті құрамы:

Эксперимент мәліметтері
№ п/п	Компонент	Мi, г/моль	, доли ед.
1	N2	28	0,006
2	CO2	44	0,002
3	остаток	-	-
4	CH4	16	0,665
5	C2H6	30	0,071
6	C3H8	44	0,114
7	i-C4H10	58	0,018
8	n-C4H10	58	0,072
9	i-C5H12	72	0,0185
10	n-C5H12	72	0,0185
11	C6+	-	0,015

Т аблица 3.2.

Қабат мұнайының компоненттік құрамы

№ п/п	Компонент	Mi, г/моль	Ni, доли ед.
1	N2	28	0,003*
2	CO2	44	0,001*
3	Остаток	272*	0,258*
4	С1	16	0,381*
5	С2	30	0,042*
6	С3	44	0,071*
7	i-C4	58	0,013*
8	n-C4	58	0,057*
9	i-C5	72	0,02*
1 0	n-C5	72	0,024*
11	C6+	108*	0,13*

* - қабат мұнайының компоненттік құрамын анықтау бойынша үй тапсырмасын орындау кезінде алынған шамалар.(алгоритмі 1 Қосымшада берілген).

2.1.3.Өндіру ұңғымаларындағы температураны есептеу

Бүкіл обьект бойынша сағаның температурасын есептеу үшін келесі формуланы пайдаланамыз:[1]:

L скв- ұңғыманың тереңдігі;, м; tпл-қабат температурасы С;

q – ұңғыманың орта тәуліктік дебиті;, т/сут;

dвн-ішкі диаметр НКТ, м;

С-сұйықтықтың үлесті жылуды қажетсінуі, Дж/(кг*К).

C=C*(1-в)+Св*в

С, Св- мұнай және судың үлесті жылу қажеттенуі.

Келесі жағдайлардағы өндіру ұңғымасының сағасының температурасын есептеу керек:

\Lскв=1900 м,

dвн=0,062 м,

tпл=71 С,

С=2100 Дж/(кг*К),

Св=4186 Дж/(кг*К),

q=38 т/тәу

C=2100*(1-0,65)+4186*0,65=3455,9 Дж/(кг*К)

tу=71-71*(0,544*1900*(623,7*0,062/38+1)/3455,9)=28 С.