Программная система для компьютерного моделирования промыслового сбора и обработки природного газа и нефти, газоразделения и фракционирования нефти и конденсата

Содержание Назначение программной системы (ПС) ГазКондНефть Назначение программной системы (ПС) ГазКондНефть Область применения ПС Область применения ПС О пользовательском интерфейсе ПС и этапы создания компьютерных технологических моделей О пользовательском интерфейсе ПС и этапы создания компьютерных технологических моделей Технологические модели в среде ПС ГазКондНефть Технологические модели в среде ПС ГазКондНефть Сравнение достоверности термодинамических баз программных систем PRO-2, HYSYS и ГазКондНефть Сравнение достоверности термодинамических баз программных систем PRO-2, HYSYS и ГазКондНефть

Назначение программной системы (ПС) ГазКондНефть ПС ГазКондНефтьпредназначена для использования в научно- исследовательских, предпроектных и проектных работах в газовой и нефтяной промышленности с целью поиска наиболее эффективных технологических решений при проектировании новых и модернизации действующих обустройств газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений. ПС ГазКондНефть предназначена для использования в научно- исследовательских, предпроектных и проектных работах в газовой и нефтяной промышленности с целью поиска наиболее эффективных технологических решений при проектировании новых и модернизации действующих обустройств газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений.

Область применения ПС - Промысловые системы сбора и трубопроводного транспорта природного газа и нефти - Многоступенчатая промысловая сепарация газоконденсатных и газонефтяных смесей c использованием рекуперативных теплообменников, дросселей, эжекторов, турбодетандеров - Абсорбционная гликолевая осушка газа и регенерация насыщенных водных растворов гликолей - Деэтанизация и стабилизация конденсата и нефти с получением пропан-бутана - Фракционирование конденсата и нефти с получением бензиновых, дизельных и других фракций - Разделение газовых смесей - Сжижение природного газа - Ингибирование метанолом и гликолями добываемого сырого природного газа для предотвращения гидрато- и льдообразования в промысловых трубопроводах и аппаратуре, регенерация метанола.

О пользовательском интерфейсе ПС и этапы создания компьютерных моделей нефтегазовых производств ПС ГазКондНефтьимеет т.н. дружественный интерфейс, позволяющий инженерам- технологам проектных и производственных организаций газовой и нефтяной промышленности в короткие сроки освоить приемы создания компьютерных моделей нефтегазовых производств. ПС ГазКондНефть имеет т.н. дружественный интерфейс, позволяющий инженерам- технологам проектных и производственных организаций газовой и нефтяной промышленности в короткие сроки освоить приемы создания компьютерных моделей нефтегазовых производств. Основные этапы моделирования: 1. Из компьютерной базы изображений трубопроводов, аппаратов и машин выбираются, переносятся и расстанавливаются на экране монитора изображения, необходимые для набора определенной технологической схемы производства. 2. Эти изображения соединяются линиями, имитирующими технологические газожидкостные потоки в трубопроводах между аппаратами и машинами. 3. Для входных потоков заполняются их составы и начальные параметры (расход, давление, температура). 4. Для изображений трубопроводов, аппаратов и машин указываются их характеристики и входные параметры. 5. После компьютерного счета всей технологической схемы и анализа результатов счета могут быть выполнены изменения как параметров аппаратов и машин, так и структуры схемы для получения наилучших целевых результатов (в частности, достижения максимально возможного выхода кондиционной продукции). 6. Технологическая схема и ее параметры сохраняются в памяти компьютера для дальнейшей работы по ее совершенствованию и сравнения с другими вариантами. 7. Результаты моделирования выдаются в виде, удобном для составления отчета и заказа оборудования.

ехнологические модели в среде ПС ГазКондНефть Технологические модели в среде ПС ГазКондНефть

Сравнение достоверности термодинамических баз программных систем PRO-2, HYSYS и ГазКондНефть(ГКН) Сравнение достоверности термодинамических баз программных систем PRO-2, HYSYS и ГазКондНефть (ГКН) 1. Действительные и расчетные данные по установке низкотемпературной сепарации природного газа на Ханчейском газоконденсатном месторождении (ГКМ) Таблица 1.1. Сравнение фактических (измерения ТюменНИИгипрогаза) и расчетных температур в аппаратах УКПГ Ханчейского ГКМ. АппаратФактические данные ( средне- часовые данные от г. ) PRO-2 (модель SRK- MPR 1) HYSYS (модель PR- SV 1) ГКНГКНГКНГКН Сепаратор С Разделитель С Сепаратор С Буферная емкость С Примечание: 1 - В программах PRO-2 и HYSYS выбраны термодинамические пакеты, дающие наиболее близкие к фактическим данным результаты. ГазКондНефть 2 – В связи с отсутствием в программах PRO-2 и HYSYS модели эжекции газа, расчетные температуры в сепараторе С-3 приняты равными температуре, рассчитанной по программе ГазКондНефть.

Таблица 1.2 Сравнение фактических и расчетных показателей продукции на Ханчейском ГКМ Продукция установкиФактич. данные (средне- часовые данные от г.) PRO-2 SRK- MPR HYSYS PR-SV 1 ГКНГКНГКНГКН ГКНГКН2ГКНГКН2 ГКНГКН3ГКНГКН3 Газ в магистральный трубопровод, тыс.ст.м3/час Нестабильный конденсат, т/час Концентрация метанола, %масс.: на выходе из разделителя Р-1 на выходе из разделителя Р Примечания: 1 - Модель Peng-Robinson (модиф. Strijek-Vera). Модели PR (Peng-Robinson) и KD (Kabadi-Danner) дают соответственно 53% и 20%. 2 - расчет по равновесной модели + механический унос жидкости в сепараторах (3 см3/ст.м3) 3 - с применением фактора неравновесности + механический унос.

Таблица 1.3 Сравнение фактического и расчетного содержания легких углеводородов в товарном конденсате УКПГ Ханчейского ГКМ Компоненты кг/час по фактич. составу PRO-2 SRK-MPR HYSYS PR-SV ГКНГКНГКНГКН ГКНГКН1ГКНГКН1 кг/часОткло- нение, % кг/часОткло- нение, % кг/ча с Откло- нение, % кг/часОткло- нение, % Метан Этан Пропан изо-Бутан н-Бутан изо-Пентан н-Пентан Примечание: 1 - с применением фактора неравновесности

Таблица 1.4 Расход метанола на УПГ Ханчейского ГКМ Расход метанола, кг/час фактически й Теоретический HYSYS ГКНГКНГКНГКН

2. Взаимная растворимость углеводородов, воды, метанола и гликолей Таблица 2.1 Экспериментальные (Katz, 1964) и расчетные данные по растворимости метана в воде при 10 МПа T, C % (мольн.) метана в воде Отклонения от экспер. данных, % Экспери мент. HYSYS CEOS/ A^E 1 PRO-2 SRK- MPR 1 ГКНГКНГКНГКНHYSYS CEOS/ A^E 1 PRO-2 SRK- MPR ГКНГКНГКНГКН Примечание: 1 - В программах PRO-2 и HYSYS выбраны термодинамические пакеты, дающие наиболее близкие к фактическим данным результаты. Модели PR-SV, PR и PRTwu в HYSYS дают при 25 С соответственно 0.0%, и %. Модели PR-HV и PR в PRO-2 – 17.7% и %.

Таблица 2.2 Литературные (Истомин, 1987) и расчетные данные по содержанию метанола в сжатом природном газе (95% мол. метана) T, CP, МПа % (мольн.) метанола в газеОтклонения от экспер. данных, % Эксп.HYSYS CEOS/ A^E PRO-2 SPK-SS ГКНГКНГКНГКНHYSYS CEOS/ A^E 1 PRO-2 SPK-SS 2 ГКНГКНГКНГКН Примечания: 1 - модель PR-SV дает отклонения от +3.8% to 226%, SRK-KD от -6.1% до %, PR от +3.8% до %, SRK-Twu, PR-Twu, TST от +16% до +220%; 2 – модель SRK (модиф. Panag.-Reid) дает отклонения от – 11.0% to – 44.3%, PR от – 3.8% до %.

Таблица 2.3 Растворимость метанола в нестабильном конденсате (при концентрации метанола в воде 50% и молекулярной массе нестабильного конденсата 90) Примечания: 1 - модель PR дает отклонения от +96 % до +450 %, SRK-KD от +290 % до %; PR-Twu, SRK-Twu, TST, CEOS/A^E – выше +370 %; 2 - модель SRK-MPR дает отклонения до – 100 %, PR-MPR от +300 % до +700 %, PR - до %. T, CЛитер. данные (Истомин, 1987) HYSYS (PR-SV) PRO-2 (SRK- SS) ГКНГКНГКНГКНОтклонения от экспер. данных, % HYSYS (PR-SV) 1 PRO-2 (SRK-SS) 2 ГКНГКНГКНГКН

Таблица 2.4 Растворимость воды в жидких углеводородах СистемаT, C% (мольный) воды в углеводородной фазеОтклонения от экспер. данных, % Экспер. (Griswold, 1942) HYSYS SRK-KD PRO-2 SRK-SS ГКНГКНГКНГКНHYSYS KD 1 PRO-2 SRK-SS 2 ГКНГКНГКНГКН Вода- октан Вода- тяжелая фракция нефти (M=434) Примечания: 1- Модель PR дает отклонения от -25.4% до -60.7%, PR-SV от – 27.2% до -66.1%; PR- Twu, SRK-Twu, TST от – 60% до -90%, CEOS/A^E - до +1000%; 2 – Модель SRK (модиф. Panad-Reid) дает отклонения от +12.7% до – 44.6%, PR от – 8.2% до -50.0%.

Таблица 2.5 Экспериментальные (Yokoyama, 1988) и расчетные данные о растворимости метана в ДЭГе при температуре 25 С P, МПа % (мольный) метана в ДЭГеОтклонения от экспер. данных, % Эксп.HYSYS TST PRO-2 SRK-SS ГКНГКНГКНГКНHYSYS TST 1 PRO-2 SRK-SS 2 ГКНГКНГКНГКН Примечания: 1 – модель PR-Twu дает отклонения от -7% to -18%, SRK-Twu от -12% до -21%, CEOS/A^E от +230% до +250%, PR от +230% до 260%, PR-SV от +450% до +500%,SRK-KD от +170% до +200%; 2 – модель SRK-MPR дает отклонения от 140% до 170%, PR от – 220% до +260%.

3. Влияние минерализации пластовых вод на свойства промысловых технологических сред Таблица 3.1 Экспериментальные (Morrison,1990) и расчетные данные по относительной летучести метанола (T= 361 K, P=0.101 МПа). 1 Содер- жание NaCl в воде,% (мольный) Содер- жание метанола в воде,% (мольный) Эксперимен- тальные данные PRO-2 SRK- MPR ГКНГКНГКНГКНОтклоне- ния, % (PRO-2, SRK-MPR) 2 Отклоне- ния, % ГКН (ГКН) Примечания : 1 – В ПС HYSYS вода без учета минерализации. 2 – SRK-KD, SRK-SS и др. модели приводят к более высоким отклонениям от эксп. данных.

Таблица 3.2 Экспериментальные (Жданова,1984) и расчетные данные по влагосодержанию метана, г/м3 (T= 313 K) P, МПа% (масс.) CaCl 2 в воде Экспер. данные ГКНГКНГКНГКН 1 05,745, ,854, , ,680,62 Notes: 1 – В ПС HYSYS и PRO-2 расчет не предусмотрен

Выводы по результатам сравнения ПС PRO-2, HYSYS и ГазКондНефть 1. Сравнение ПС ГазКондНефть с PRO-2 и HYSYS показывает равную точность для углеводородных смесей и лучшие результаты для систем углеводороды - водные растворы метанола, гликолей и солей. 2. По сравнению с существующими аналогами ГазКондНефть обеспечивает наиболее надежные результаты моделирования процессов промысловой подготовки углеводородного сырья к транспорту.