Программная система для компьютерного Программная система для компьютерного

моделирования промыслового сбора и моделирования промыслового сбора и обработки природного газа и нефти, обработки природного газа и нефти,

газоразделения и фракционирования нефти и газоразделения и фракционирования нефти и конденсатаконденсата

СодержаниеСодержание

Назначение программной системы (ПС) ГазКондНефтьНазначение программной системы (ПС) ГазКондНефть

Область применения ПСОбласть применения ПС

О пользовательском интерфейсе ПС и этапы создания О пользовательском интерфейсе ПС и этапы создания компьютерных технологических моделейкомпьютерных технологических моделей

Технологические модели в среде ПС ГазКондНефтьТехнологические модели в среде ПС ГазКондНефть

Сравнение достоверности термодинамических баз Сравнение достоверности термодинамических баз программных систем PRO-2, HYSYS и ГазКондНефтьпрограммных систем PRO-2, HYSYS и ГазКондНефть

Назначение программной системы (ПС)Назначение программной системы (ПС) ГазГазКондКондНефтьНефть

ПС ПС ГазГазКондКондНефтьНефть предназначена для предназначена для использования в научно-использования в научно-

исследовательских, предпроектных и исследовательских, предпроектных и проектных работах в газовой и нефтяной проектных работах в газовой и нефтяной

промышленности с целью поиска промышленности с целью поиска наиболее эффективных технологических наиболее эффективных технологических

решений при проектировании новых и решений при проектировании новых и модернизации действующих обустройств модернизации действующих обустройств

газовых, газоконденсатных и нефтяных газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений.месторождений.

Область применения ПСОбласть 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

ПСПС ГазГазКондКондНефтьНефть имеет т.н. “дружественный интерфейс”, позволяющий инженерам-имеет т.н. “дружественный интерфейс”, позволяющий инженерам-технологам проектных и производственных организаций газовой и нефтяной технологам проектных и производственных организаций газовой и нефтяной промышленности в короткие сроки освоить приемы создания компьютерных моделей промышленности в короткие сроки освоить приемы создания компьютерных моделей нефтегазовых производств. нефтегазовых производств.

Основные этапы моделирования:Основные этапы моделирования:

11. . Из компьютерной базы изображений трубопроводов, аппаратов и машин выбираются, переносятся и Из компьютерной базы изображений трубопроводов, аппаратов и машин выбираются, переносятся и расстанавливаются на экране монитора изображения, необходимые для набора определенной расстанавливаются на экране монитора изображения, необходимые для набора определенной технологической схемы производства.технологической схемы производства.

2. 2. Эти изображения соединяются линиями, имитирующими технологические газожидкостные потоки в Эти изображения соединяются линиями, имитирующими технологические газожидкостные потоки в трубопроводах между аппаратами и машинами.трубопроводах между аппаратами и машинами.

3. 3. Для входных потоков заполняются их составы и начальные параметры (расход, давление, Для входных потоков заполняются их составы и начальные параметры (расход, давление, температура).температура).

4. 4. Для изображений трубопроводов, аппаратов и машин указываются их характеристики и входные Для изображений трубопроводов, аппаратов и машин указываются их характеристики и входные параметры. параметры.

5. 5. После компьютерного счета всей технологической схемы и анализа результатов счета могут быть 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 выполнены изменения как параметров аппаратов и машин, так и структуры схемы для получения наилучших целевых результатов (в частности, достижения максимально возможного выхода кондиционной наилучших целевых результатов (в частности, достижения максимально возможного выхода кондиционной продукции). продукции).

6. 6. Технологическая схема и ее параметры сохраняются в памяти компьютера для дальнейшей работы Технологическая схема и ее параметры сохраняются в памяти компьютера для дальнейшей работы по ее совершенствованию и сравнения с другими вариантами.по ее совершенствованию и сравнения с другими вариантами.

7. 7. Результаты моделирования выдаются в виде, удобном для составления отчета и заказа Результаты моделирования выдаются в виде, удобном для составления отчета и заказа оборудования.оборудования.

Технологические модели в среде ПС ГазКондНефтьехнологические модели в среде ПС ГазКондНефть

Газ со скважин

Топливный газ

Метанол на регенерацию

Метанол 90%

T C

Col-1Col-2

Стабильный конденсат

Сухой газв трубопровод

Col-1 - ДеэтанизаторCol-2 - Стабилизатор

Установка комплексной подготовки газа и конденсата на Юльевском ГКМ

C3+C4 1 2 3

4

5 6 7

8

9

10

11

12

14

15 16 17

18

19

20 21

22

23

24

25 26

27

28

29

30

31 32

33

34

35

36

37

38

40

41

42

43

44

45

46

47 48 49

S-1

S3-1

S-2

S3-2 S3-3

E-1 E-2

E-4-

E-3

ДЭГ на регенерацию

На свечу

В конденсатопровод

В газопровод

Вода

Установка подготовки газа с применением турбодетандерныхагрегатов (Крестищенское ГКМ)

ДЭГГаз после КС

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20 21

22 23

24 25

26 27

28

29

30

31 32 33 34

35

36

37

38

39

40

41 42

43 44

45

46

47

48

49 50 51

2.98 MПа 38.2 °C315901.7 кг/час

52

53 54 55 56

57

58

59

60

61

62

63 64 65 66

67 68 69 70

71

72

73 74

75

76

77

78

79

80

81

82

83

84

85

0.10 MПа 36.7 °C695.4 кг/час

86

87 88

89

90 91

92 93 94

95 96

97 98

99

100

101

102

103

104

Бу ферная емкость

E-4

Нестабильный конденсат в трубопровод

Газ в магистральный газопровод

Установка подготовки газа на Ханчейском ГКМ

Газ со скважин

Метанол 95%

E-1

P-1

Метанол 9%

E-2

13.20 MПа 26.3 °C318060.0 кг/час346764.7 ст.м3/час

1

2

3

4

5 6 7

8

9 10 11 12

13

14 15 16

17

18 19

20

7.60 MПа 17.4 °C235267.7 кг/час312649.8 ст.м3/час

21

22

23 24

25

26

27 28

29

30

31 32

2.10 MПа -18.8 °C3561.9 кг/час4499.6 ст.м3/час

33

34

35

4.73 MПа -11.4 °C77666.8 кг/час

36

7.40 MПа 15.9 °C2345.2 кг/час 37

13.00 MПа 20.0 °C732.0 кг/час

38 39

40

41 42

Seg-2

S-1

S-2 S-3

S-4

S-5

Seg-1

Вода

Газ

От скважин

Сепарация смеси газ-нефть-вода

Сепапированнаянефть

6.00 ата 10.0 °C627852.6 кг/час

1

2

3

4

5

34.67 ата 9.1 °C299269.3 кг/час

6

7

6.00 ата 10.0 °C313880.8 кг/час

8

9

10

6.00 ата 10.0 °C10919.6 кг/час12712.2 ст.м3/час

11

12

13

14

ДЭГ 99.6% 3.5 кг/час

Влажный газ

Метанол 42%110 кг/час

Метанол 2% 208 кг/час

Метанол 13.5% 325 кг/часСухой газ в трубопровод

Влажный газ

Вода

Метанол 90%

Метанол 10.6%

Установка осушки газа с регенерацией ДЭГа и метанола на Ямбургском ГКМ

3.25 MПа -3.0 °C577006.4 кг/час857837.6 ст.м3/час

1

0.58 MПа -7.0 °C445805.8 кг/час662781.1 ст.м3/час

2

3

4

5

2.80 MПа 15.4 °C1022248.6 кг/час1519780.9 ст.м3/час

6

7 0.58 MПа -7.5 °C5051.1 кг/час

8

9

10

11 12

13

14

15

16 17

18

19

20 21 22

23

24

25 26

27

28

29

30 31 32

33 34

35

36

37 38

0.25 MПа 40.0 °C891.5 кг/час

39 40

41 42

0.14 MПа 27.1 °C4743.4 кг/час

43

44

45 46 47

48

49 50 51 52

53

54

55 56

57

58

59

60

61

62

63

64

65 Col-1

Col-1а

Col-3

Com-1

Abs

Water

Т-2

Сравнение достоверности термодинамических баз программных Сравнение достоверности термодинамических баз программных систем PRO-2, HYSYS исистем PRO-2, HYSYS и ГазГазКондКондНефтьНефть (ГКН)(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.

Аппарат Фактическиеданные( средне-часовые

данные от 27.05.04 г. )

PRO-2(модель SRK-

MPR1)

HYSYS(модель PR-

SV1)

ГГККНН

Сепаратор С-3 -32.0 -30.52 -30.52 -30.5

Разделитель С3-1 20.9 19.7 19.6 19.5

Сепаратор С-4 -9.9 -12.6 -13.7 -13.0

Буферная емкость С-5 -19.2 -18.3 -19.5 -18.6

Примечание: 1 - В программах PRO-2 и HYSYS выбраны термодинамические пакеты, дающие наиболее близкие к фактическим данным результаты . 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 ГазГазКондКондНефтьНефть.

Таблица 1.2 Сравнение фактических и расчетных показателей продукции на Ханчейском ГКМ

Продукция установки Фактич.данные(средне-часовые

данные от27.05.04 г.)

PRO-2SRK-MPR

HYSYSPR-SV1

ГГККНН ГГККНН2 ГГККНН3

Газ в магистральный трубопровод, тыс.ст.м3/час

314.27 312.23 312.28 312.65 312.74 314.28

Нестабильный конденсат, т/час

76.40 78.23 77.71 77.67 77.45 76.36

Концентрация метанола, %масс.:на выходе из разделителя Р-1на выходе из разделителя Р-2

4.085.3

2.763.9

5.666.31

6.084.5

6.084.5

6.185.8

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/часпо

фактич. составу

PRO-2SRK-MPR

HYSYSPR-SV

ГГККНН ГГККНН1

кг/час Откло-нение, %

кг/час Откло-нение, %

кг/час

Откло-нение, %

кг/час Откло-нение, %

Метан 1677 2220 32.4 2170 29.4 2154 28.4 1794 7.0

Этан 3420 5424 58.6 5218 52.6 5325 55.7 3453 1.0

Пропан 7324 6625 -9.5 6750 -7.8 6817 -6.9 7190 -1.8

изо-Бутан 2874 2734 -4.9 2671 -7.1 2653 -7.7 2827 -1.6

н-Бутан 7173 6637 -7.5 6650 -7.3 6626 -7.6 7013 -2.2

изо-Пентан 3323 3263 -1.8 3222 -3.0 3198 -3.8 3314 -0.3

н-Пентан 4505 4441 -1.4 4295 -4.7 4303 -4.5 4432 -1.6

Примечание: 1 - с применением фактора неравновесности

Таблица 1.4 Расход метанола на УПГ Ханчейского ГКМ

Расход метанола, кг/часфактически

йТеоретический

HYSYS ГГККНН732 1250 600

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, %

Эксперимент.

HYSYSCEOS/A^E1

PRO-2SRK-MPR1

ГГККНН HYSYSCEOS/A^E1

PRO-2SRK-MPR

ГГККНН

25 0.18 0.29 0.000025 0.183 +61.1 -100.0 -1.7

40 0.15 0.23 0.000086 0.145 +53.3 -99.9 -3.3

80 0.12 0.17 0.000670 0.119 +41.7 -99.4 -0.8

100 0.12 0.17 0.001600 0.128 +41.7 -98.6 +6.7

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%, 0.00003 и 0.000035 %. Модели PR-HV и PR в PRO-2 – 17.7% и 0.00003%.

Таблица 2.2 Литературные (Истомин, 1987) и расчетные данные по содержанию метанола в сжатом природном газе (95% мол. метана) 

T, C P, МПа

% (мольн.) метанола в газе Отклонения от экспер. данных, %

Эксп. HYSYSCEOS/

A^E

PRO-2SPK-SS

ГГККНН HYSYSCEOS/A^E 1

PRO-2SPK-SS2

ГГККНН

-20 4.9 0.052 0.046 0.050 0.052 -11.5 -3.8 0.0

10 0.093 0.074 0.109 0.081 -20.4 +17.2 -12.9

14.7 0.150 0.131 0.245 0.136 -12.7 +63.3 -9.3

20 0.210 0.239 0.452 0.200 +13.8 +115.2 -4.8

20 4.9 0.49 0.48 0.511 0.487 -2.0 +4.3 -0.6

10 0.46 0.52 0.579 0.475 +13.0 +25.9 +3.3

14.7 0.53 0.66 0.850 0.577 +24.5 +60.4 +8.9

20 0.60 0.90 1.280 0.726 +50.0 +113.3 +21.0

Примечания: 1 - модель PR-SV дает отклонения от +3.8% to 226%, SRK-KD от -6.1% до +103.3%, PR от +3.8% до +226.2%, 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 +115.2%.

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 +1000 %; 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 +1100 %.

T, C Литер.данные

(Истомин, 1987)

HYSYS(PR-SV)

PRO-2(SRK-SS)

ГГККНН Отклонения от экспер. данных, % 

HYSYS(PR-SV)1

PRO-2(SRK-SS)2

ГГККНН

-20 0.22 0.76 0.59 0.24 +245.5 +168.2 +9.1

-10 0.41 0.99 0.77 0.38 +141.5 +87.8 -7.3

0 0.63 1.25 0.99 0.57 +98.4 +57.1 -9.5

10 1.0 1.54 0.99 0.85 +54.0 -1.0 -15.0

Таблица 2.4 Растворимость воды в жидких углеводородах

Система T, C % (мольный) воды в углеводородной фазе Отклонения от экспер. данных, %

Экспер.(Griswold,

1942)

HYSYSSRK-KD

PRO-2SRK-SS

ГГККНН HYSYSKD1

PRO-2SRK-SS2

ГГККНН

Вода-октан

10 0.056 0.022 0.031 0.055 -60.7 -44.6 -17.8

37.8 0.2 0.084 0.1 0.19 -58.0 -50.0 -5.0

Вода- тяжелая фракция нефти

(M=434)

124 2.52 1.43 2.8 2.1 -43.2 +11.1 -16.7

189 9.53 5.8 10.8 9.4 -39.1 +13.3 -1.4

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 ДЭГе Отклонения от экспер. данных, %

Эксп. HYSYSTST

PRO-2SRK-SS

ГГККНН HYSYSTST1

PRO-2SRK-SS2

ГГККНН

3 0.959 0.96 3.4 1.06 0.0 +254.5 +10.5

5 1.66 1.5 5.4 1.65 -9.6 +225.3 -0.6

8 2.48 2.18 7.9 2.42 -12.1 +218.5 -2.4

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-тальныеданные

PRO-2SRK-MPR

ГГККНН Отклоне-ния, %

(PRO-2, SRK-MPR)2

Отклоне-ния, %(ГГККНН)

0 10.7 6.8 6.4 6.0 -5.9 -11.8

2.9 10.2 8.7 15.0 8.1 +72.4 -6.9

4.3 10.0 9.5 21.4 8.9 +125.3 -6.3

5.8 9.7 10.7 29.3 9.7 +173.8 -9.3

7.1 9.5 11.5 37.1 10.3 +222.6 -10.4

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.)CaCl2в воде

Экспер.данные

ГГККНН

1 0 5,74 5,84

201 4,85 4,5

100 0,81 0,81

201 0,68 0,62

Notes: 1 – В ПС HYSYS и PRO-2 расчет не предусмотрен

Выводы по результатам сравнения ПС PRO-2, HYSYS и ГазКондНефтьPRO-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.