ЛР5_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 №5

Название работы

Способы охлаждения продукции газоконденсатной скважины

Вариант

Вариант 21

По дисциплине

Технологические основы обустройства нефтегазовых месторождений

Студент

Группа	ФИО	Подпись	Дата
2ДМ52	Чижова Анастасия Васильевна		24.04.2026

Руководитель

Должность	ФИО	Ученая степень, звание	Подпись	Дата
Доцент	Фадеева С.В.	к.г.-м.н.		24.04.2026

Томск – 2026 г.

Цель работы:

сравнить эффективность способов охлаждения продукции газоконденсатной скважины.

Этапы работы

1. Создать новую задачу. В базисе заложить все углеводородные компоненты, входящие в состав газа, а также воду и метанол.

2. Войдя в расчетную среду, сохранить задачу под именем «Способы охлаждения».

3. Создать поток газа по индивидуальному варианту данных, назначить давление и температуру, расход.

4. Создать моделирующие схемы охлаждения газоконденсатного сырья в процессе его дросселирования и детандирования;

5. Если входящий поток включает в себя и жидкую и паровую фазу, то перед тем, как направить поток в детандер, необходимо отделить жидкую фазу от газовой фазы в сепараторе (без потери давления), а затем направить газовый поток на детандер. Детандер не допускает наличия жидкости во входящем потоке газа.

6. Для потока газа заданного состава установить зависимость давления максимальной конденсации от температуры и давления при помощи расчетного исследования Case Study. Диапазон исследуемых давлений: 4000–8000 кПа, диапазон температур: минус 20–20 ^оС.

7. Создать моделирующую схему процесса низкотемпературной сепарации природного газа.

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

Исходные данные, введенные в программу:

Сырая нефть, условия и состав:

Для моделирования использовались следующие технологические схемы (рисунок 1-2).

Рисунок 1 – Моделирующие схемы охлаждения газа в детандере и при дросселировании

Рисунок 2 – Технологическая схема процесса низкотемпературной сепарации природного газа

Результаты моделирования

1. Создание моделирующих схем охлаждения газа

Таблица 3 – Эффективность способов охлаждения газа

Способ охлаждения	Давление газа, МПа			Температура, оС			Температурный коэффициент, оС/МПа
	на входе	на выходе	на входе		на выходе
Дросселирование	10	5	20		4.953	3,0094
Детандирование	10	5	20		–26.23	9,246

Давление максимальной конденсации 6000 кПа.

2. Определение давления максимальной конденсации

Рисунок 3 – Зависимость давления максимальной конденсации от температуры при Р = 10 МПа

Рисунок 4 – Зависимость давления максимальной конденсации от давления при Т = 20 ^оС

3. Моделирование процесса низкотемпературной сепарации природного газа

Таблица 4 – Качество продукции установки НТС

Продукт установки НТС	Показатель	Значение
		Стандарт 089-2010	Схема
Товарный газ	Точка росы по воде*, оС	–20,0	–
		–14,0
	Точка росы по у/в**, оС	–10,0	-30
		–5,0
Конденсат нестабильный	ДНП, кПа	66,7 (для стабильного конденсата)	3345

* – Температура точки росы по воде при абсолютном давлении 3,92 МПа.

** – Температура точки росы по углеводородам при абсолютном давлении от 2,5 до 7,5 МПа.

В результате работы получены следующие выводы:

1. Детандирование обеспечивает температурный коэффициент 9,246 °C/МПа, что более чем в 3 раза превышает эффективность дросселирования – 3,009 °C/МПа. Следовательно, для достижения глубокого охлаждения при одинаковом перепаде давления предпочтительным является детандирование, особенно если требуется максимальный выход конденсата или подготовка газа с очень низкой точкой росы.

2. Зависимость давления максимальной конденсации от температуры и давления носит экстремальный характер: с ростом температуры оно линейно снижается; с ростом давления — сначала увеличивается до 6000 кПа, затем снижается.

3. Качество продуктов:

• Товарный газ имеет точку росы по углеводородам –30 °C, что соответствует зимним условиям и превышает требования стандарта (–10…–5 °C). Газ пригоден для подачи в магистральный газопровод в холодное время года без риска выпадения жидкой фазы.

• Нестабильный конденсат характеризуется давлением насыщенных паров 3345 кПа, что значительно выше норматива стабильного конденсата (66,7 кПа). Получается, конденсат требует обязательной стабилизации перед отправкой потребителю.

Таким образом, из двух рассмотренных способов детандирование является более эффективным для глубокого охлаждения газа газоконденсатной скважины, а полученная схема НТС обеспечивает качество газа, достаточное для зимней эксплуатации, но конденсат нуждается в дальнейшей обработке.