Моделирование процессов сбора, подготовки и транспорта нефти и газа в среде HYSYS: Опыт применения, пути развития Иванов Сергей Сергеевич

История внедрения 2003 г. – лицензия HYSYS 2005 г. – временная лицензия Flarenet 2005 г. – сетевая лицензия HYSYS и Flarenet 2013 г. – сетевая лицензия AspenOne Engineering (Aspen HYSYS, Aspen HYSYS Petroleum Refining, Aspen HYSYS Dynamics, Aspen Simulation Workbook, Aspen Flare System Analyzer, Aspen Shell & Tube Exchanger и Aspen Air Cooled Exchanger, Aspen Process Economic Analyzer и т.д.)

Типовые решаемые задачи в области сбора и транспорта нефти, газа 1.Нефтегазосборные трубопроводы (двухфазный транспорт); 2.Газосборные трубопроводы газоконденсатных месторождений (двухфазный транспорт); 3.Газопроводы сырого попутного нефтяного газа (двухфазный транспорт); 4.Газопроводы сухого газа; 5.Напорные трубопроводы транспорта нефти, конденсата и сжиженных газов.

Типовые решаемые задачи в области сбора и транспорта нефти, газа

Типовые решаемые задачи в области подготовки нефти, газа 1.Дожимные насосные станции, установки предварительного сброса воды; 2.Центральные пункты сбора нефти (в том числе с колоннами отдувки сероводорода); 3.Установки комплексной подготовки газа, Установки стабилизации конденсата; 4.Компрессорные станции, станции охлаждения газа; 5.Установки подготовки и переработки попутного нефтяного газа

Типовые решаемые задачи в области подготовки нефти, газа

Комплексное решение системы сбора, подготовки и транспорта

Чего нам не хватает? Пути развития 1.Расчет эжекторов 2.Расчет процесса обезвоживания нефти 3.Расчет ингибирования гидратообразования 4.Расчет адсорбции

Расчет эжекторов 1.Расчет технологических параметров. Выбор конструкции 2.Расчет характеристик 3.Расчет конструктивных размеров

Расчет процесса обезвоживания нефти Наименование пробы Значения динамической вязкости, сП при температуре С Нефть (Wост.= 5,8 %)131,764,233,117,69,06,15,24,7 20 % эмульсия142,582,253,420,811,07,6*6,0**5,2** 30 % эмульсия163,395,977,130,113,57,7*5,5**4,4** 40 % эмульсия177,8101,685,035,614,97,8*5,7**4,3** 50 % эмульсия190,5128,0103,243,118,610,56,4**4,4** 60 % эмульсия222,5145,8109,650,822,510,16,0**4,2** 70 % эмульсия231,9163,6119,270,128,312,97,0**4,8** 80 % смесь нефти с имитатом 222,586,274,424,815,113,18,44,2 п/п Реагент Расход г/т нефти Темпе ратура С Свободная вода, мл за время, отстоя, мин Пром. слой, мл остаточное содержание воды, % (соли, мг/л) WF ,5 3,00,8 2WF ,036,036,52,80,2 3WF ,536,537,02,50,1 4без реаг.04027,030,432,03,02,0 5без реаг.04024,025,627,211,02,7 6WF ,536,036,52,50, х ,537.01,50,9 8Д ,037.01,50,6 9Рекод ,536,037,02,01,1 1010Рекод ,528,031,08,04, х ,034,06,54,8 1212WF ,033,5 2,54,9 1313Д – ,533,033,52,84,6 1414Д ,533,534,03,04,6 15без реаг без реаг.06030,033,0 5,00,1 17WF ,5 0,50,0 18WF ,5 0,0 19Д ,0 0,0 20Д ,0 0,0 2121Д ,0 0,0 22Д ,0 0,0 23без реаг.05015,026,0 15,00,4 (250) 2424WF ,0 3,50,1 2525Д ,036,537,52,5CлCл 26Д ,0 37,52,5Cледы 27WF ,036,0 4,50,18 (120) 28Д ,036,537,03,03,00,10 29Д ,036,537,02,50,12 (80)

Расчет ингибирования гидратообразования метанолом

Расчет процесса адсорбции Данный расчет будет включать: 1.в зависимости от назначения процесса выбор адсорбента 2.расчет массопередачи, профилей концентрации и выходных кривых 3.расчет аппарата (диаметр, высота, продолжительность стадий)

Спасибо за внимание