ЛР3_Чижова АВ_2ДМ52

Министерство науки и высшего образования Российской Федерации

Ф едеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования

«НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ

ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Инженерная школа природных ресурсов

Направление подготовки 18.03.01 «Химическая технология»

Профиль «Технология подготовки нефти и газа»

ОТЧЕТ ПО ЛАБОРАТОРНОЙ РАБОТЕ №3

Название работы

Моделирование газопровода

Вариант

Вариант 21

По дисциплине

Технологические основы обустройства нефтегазовых месторождений

Студент

Группа	ФИО	Подпись	Дата
2ДМ52	Чижова Анастасия Васильевна		17.04.2026

Руководитель

Должность	ФИО	Ученая степень, звание	Подпись	Дата
Доцент	Фадеева С.В.	к.г.-м.н.		17.04.2026

Томск – 2026 г.

Цель работы:

• ознакомиться с принципом моделирования трубопроводов;

• провести моделирование газопровода для транспорта нефтяного газа;

• проанализировать влияние температуры газа на входе в газопровод на величину гидравлических потерь.

Этапы работы

1. Моделирование схемы газопровода.

2. Анализ гидравлических потерь в зависимости от начальной температуры газа в диапазоне 20–80 ^оС.

3. Формирование вывода по проделанной работе.

Исходные данные

Таблица 1 – Исходные данные для варианта №21

Состав смеси, % мольн.	Вариант
	21
СН4	21,44
С2H6	0,66
С3Н8	3,46
i-C4H10	1,80
n-C4H10	5,50
i-C5H12	2,94
n- C5H12	4,65
C6H14	-
C7+ ВЫСШИЕ (нелетучий остаток)	59,58
Молекулярная масса остатка	238
Плотность остатка, кг/м3	860
Расход сырья, т/сут	150
Условия сепарации:
Давление первой ступени, МПа	0,3
Температура первой ступени, оС	20
Давление второй ступени сепарации, МПа	0,102

Таблица 2 – Характеристика трубопровода и условия прокладки

№ варианта	Размеры газопровода		Тип окружающей среды		Температура окружающей среды, оС
Всем одинаково	Длина, км	Число участков
	36	12		Воздух		–10

Способ прокладки трубопровода: надземный, газопровод горизонтальный, диаметр подобрать в соответствии с расходом по методике. Материал газопровода принять по умолчанию – сталь.

Исходные данные, введенные в программу:

Сырая нефть, условия и состав:

Смешанный газ, состав и условия на выходе из смесителя:

Для моделирования использовалась технологическая схема двухступенчатой сепарации нефти, полученная в результате лабораторной работы №1 и №2 (рисунок 1).

Рисунок 1 – Технологическая схема двухступенчатой сепарации в ПО UniSim Design R460

Результаты моделирования

Рисунок 1 – Параметры сжатого газа

Рисунок 2 – Параметры газа на выходе из трубопровода

Рисунок 3 – Зависимость вязкости газа и давления в трубопроводе от температуры газа на входе в газопровод в диапазоне 20–100 ^оС

Рисунок 4 – Зависимость давления в трубопроводе и плотности газа от температуры газа на входе в трубопровод в диапазоне 20–100 ^оС

Рисунок 5 – Зависимость доли жидкой фазы газа и давления в трубопроводе от температуры газа на входе в трубопровод в диапазоне 20–100 ^оС

Выводы:

В результате выполнения работы было исследовано влияние начальной температуры газа в диапазоне 20–100 ^оС на вязкость, плотность газа, долю жидкой фазы на выходе из трубопровода, а также гидравлические потери.

С увеличением температуры в диапазоне 20–100 ^оС:

• вязкость газа увеличивается линейно с 0,0134 сП (при 50 ^оС) и при 100 ^оС достигает значения 0,0147 сП;

• давление в трубопроводе росло с 1487 кПа до 1532 кПа при 80 ^оС, а затем наблюдается снижение до 1480 при 100 ^оС;

• плотность газа уменьшается с 62 кг/м³ до 40 кг/м³;

• доля жидкой фазы в газе экспоненциально снижается с 0,085 до 0 (при 50 ^оС).

С ростом начальной температуры газа гидравлические потери (перепад давления) в трубопроводе изменяются неравномерно. В диапазоне 20 – 80 °С потери снижаются благодаря уменьшению плотности и доли жидкой фазы, что облегчает движение газа. Однако при дальнейшем повышении температуры от 80 до 100 °С наблюдается рост гидравлических потерь, что связано с увеличением вязкости газа (с 0,0143 до 0,0147 сП) и, возможно, с изменением структуры потока. Таким образом, существует оптимальный диапазон температур (около 70–80 °С), при котором гидравлические потери минимальны, а пропускная способность трубопровода максимальна.