Исходные данные.

Давление в начале газопровода P₁ = 8,8 МПа.

Длина участков газопровода:

q₁ = 2 млн. м³/год =23,15 м³/с

q₂ = 3 млн. м³/год =34,72 м³/с

q₃ = 16 млн. м³/год =185,19 м³/с

L₁ = 3,9 км,

L₂ = 4,2 км,

L₃ = 4,1 км.

Температура газа в газопроводе (средняя) T = 290 К.

Коэффициент сверхсжимаемости газа газопроводе (средний) z = 0,94.

Решение:

Находим давление в конце газопровода

Р₂=Р₁*0,88=8,8*0,88=7,7

1. Определим диаметр трубы при условии, что он одинаков на всех участках газосборного коллектора:

D = 0,468м = 468 мм.

Из таблицы 3 выбираем стандартный диаметр трубы 500 мм, толщиной стенки 12 мм и внутренним диаметром 476 мм.

2. Определяем давления в узловых точках Р_Х1 и Р_Х1 определяют из формулы:

, где

3. Определяем давления в узловой точке Р_Х2:

Определим проверочным расчетом давление в точке Р2

4. Определим распределение давления по длине газосборного коллектора:

Рассчитываем изменение давления на L₁ = 6 км участке газосборного коллектора при Х₁ = 1 км; Х₂ = 2 км; Х₃ = 3 км; Х₄ = 3.9 км;

где, Х_i – расстояние от начала i-го участка до рассматриваемого сечения, для которого определяется давление Р.

Рассчитываем изменение давления на L₂ = 4.2 км участке газосборного коллектора при Х₁ = 1 км; Х₂ = 2 км; Х₃ = 3 км; Х₃ = 4.2 км;

Рассчитываем изменение давления на L₃ = 4.1 км участке газосборного коллектора при Х₁ = 1 км; Х₂ = 2 км; Х₃ = 3 км; Х₃ = 4.1 км;

X, км	P, МПа
0	8,8
1	8,797
2	8,795
3	8,792
3,9	8,790
4,9	8,78
5,9	8,77
6,9	8,75
8,1	8,74
9,1	8,55
10,1	8,34
11,1	8,12
12,2	7,87

Задача №5 Выполнение технологической схемы сбора продукции нефтедобывающих скважин на промысле (для месторождения или цеха по добыче нефти и газа). Выполнение технологической схемы установки по подготовке нефти.

Принципиальная схема сбора.

Нефть, газ и вода, поступившие из эксплуатационных скважин 1, под собственным давлением направляются в выкидные линии 2, а из них — в АГЗУ «Спутник» 3. В «Спутнике» 3 по очереди изме­ряются количества нефти, газа и воды, получаемые от каждой подключенной скважины, затем эта продукция смешивается и на­правляется в сборный коллектор. Из сборного коллектора, также под собственным давлением, нефть, газ и вода поступают в сепараторы первой ступени 4, смонтированные на площадке ДНС. Газ из сепараторов ДНС по газопроводу подается на ГПЗ, вода с УПСВ 5 подается в систему ППД, а нефть насосами 6 по сборному коллектору направля­ется на ЦПС, находящуюся на значительном расстоянии от ДНС (10—20 км). Пройдя через УКПН жидкость поступает на сепаратор 6. На ЦПС окончательно разделяются нефть, газ и вода. Вода подается в систему ППД, из. Газ подается по сборному газопроводу на ГПЗ. Товарная нефть направляется через автоматизиро­ванную замерную установку в парк товарных резервуаров 8. Из товарных резервуаров нефть подается на прием насосов го­ловной насосной станции, а оттуда — в магистральный нефте­провод, из которого она поступает на НПЗ.