Transcript Программная система для компьютерного моделирования промыслового сбора и

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
 Область применения ПС
 О пользовательском интерфейсе ПС и этапы создания
компьютерных технологических моделей
 Технологические модели в среде ПС ГазКондНефть
 Сравнение
достоверности
термодинамических
программных систем PRO-2, HYSYS и ГазКондНефть
баз
Назначение программной системы (ПС)
ГазКондНефть
ПС ГазКондНефть предназначена для
использования в научноисследовательских, 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 ГазКондНефть имеет т.н. “дружественный интерфейс”, позволяющий инженерамтехнологам 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.
Технологические модели в среде ПС ГазКондНефть
Т опливный газ
28
40
Мет анол 90%
42
6
4 S-1
2
27
19
11
3
7
E-2
E-1
41
1
5
T
12
C
38
Col-2
10 S-2
Газ со скважин
14
37
9
26
C3+C4
Col-1
33
25
30
16
15
S3-1
43
17
818
36
S3-2
45
20
44
49
46
48
Мет анол на регенерацию
23 E-3
22
47
S3-324
21
34
E-4-
29
31
Col-1 - Деэт анизат ор
Col-2 - Ст абилизат ор
Установка комплексной подготовки газа и конденсата на Юльевском ГКМ
Ст абильный
конденсат
32
35
Сухой газ
в т рубопровод
Газ после КС
1
89
14
6
4
7291
7
92
10
9
12
73
78
98
97
85
38
44
36
20212425
77
16
39
99
62
26
40
61
47
35
57
48
103
101
33323129
104
56
555453
60
70696867
81
102
83
19
Вода
ДЭГ на
регенерацию
27
30
На свечу
41
95
23
22
58
46
45
43
34 42
18
49 50 51
17
75
7696
63646566
59
79
37
74
13 94 93
8
28
3 5
71
В газопровод
2.98 MПа
38.2 °C
315901.7 кг/час
90
11
2
52
ДЭГ
15 88 87 100
80
84
86
В конденсатопровод
0.10 MПа
36.7 °C
695.4 кг/час
82
Установка подготовки газа с применением турбодетандерных
агрегатов (Крестищенское ГКМ)
Газ в магистральный газопровод
21
Метанол 95%
38
39
13.00 MПа
20.0 °C
732.0 кг/час
E-1
3
5
E-2
6
7
11 12
9
10
15
14
35
1
E-4
13.20 MПа
26.3 °C
318060.0 кг/час
346764.7 ст.м3/час
25
S-3
18
30
22
24
23
Seg-1
Газ со скважин
13
S-2
20
S-1
4
26
19
40
2
42
41
8
7.60 MПа
17.4 °C
235267.7 кг/час
312649.8 ст.м3/час
29
Seg-2
16
28
27
17
S-4
32
31
P-1
S-5
2.10 MПа
-18.8 °C
3561.9 кг/час
33
4499.6 ст.м3/час
Бу ферная емкость
34
Метанол 9%
37
36
Нестабильный конденсат в трубопровод
Установка подготовки газа на Ханчейском ГКМ
7.40 MПа
15.9 °C
2345.2 кг/час
4.73 MПа
-11.4 °C
77666.8 кг/час
6.00 ата
10.0 °C
10919.6 кг/час
12712.2 ст.м3/час
11
Газ
7
3
10
4
6.00 ата
10.0 °C
627852.6 кг/час
12
1
14
34.67 ата
9.1 °C
299269.3 кг/час
2
6
От скважин
13
9
8
6.00 ата
10.0 °C
313880.8 кг/час
Вода
Сепарация смеси газ-нефть-вода
5
Сепапированная
нефть
54
3.25 MПа
-3.0 °C
Влажный газ
577006.4 кг/час
857837.6 ст.м3/час
Метанол 2% 208 кг/час
50
51
Метанол 42%
110 кг/час
62
45
46
47
1
53
60
49
52
57
Col-3
61
59
Метанол 13.5% 325 кг/час
55
63
58
56
Water
Сухой газ в трубопровод
ДЭГ 99.6% 3.5 кг/час
48
64
24
Влажный газ
2
0.58 MПа
-7.0 °C
445805.8 кг/час
662781.1 ст.м3/час
15
29
65
Com-1 9
3
27
18
5
16
17
Abs
13
25
26
23
36
42
8
7
30
41
12
31
14
11
35
Col-1
19
28
44
22
21
10
4
Метанол 10.6%
0.58 MПа
-7.5 °C
5051.1 кг/час
20
6
2.80 MПа
15.4 °C
1022248.6 кг/час
1519780.9 ст.м3/час
33
Col-1а
34
32
Т -2
40
38
37
Метанол 90%
39
0.25 MПа
40.0 °C
891.5 кг/час
Вода
43
0.14 MПа
Установка осушки газа с регенерацией ДЭГа и метанола на Ямбургском ГКМ
27.1 °C
4743.4 кг/час
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.
Аппарат
Фактические
данные
( среднечасовые
данные от
27.05.04 г. )
PRO-2
(модель SRKMPR1)
HYSYS
(модель PRSV1)
ГКН
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
ГазКондНефть.
Таблица 1.2 Сравнение фактических и расчетных показателей продукции на Ханчейском ГКМ
Продукция установки
Фактич.
данные
(среднечасовые
данные от
27.05.04 г.)
PRO-2
SRKMPR
HYSYS
PR-SV1
ГКН
ГКН2
ГКН3
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
4.0
85.3
2.7
63.9
5.6
66.31
6.0
84.5
6.0
84.5
6.1
85.8
Концентрация метанола,
%масс.:
на выходе из разделителя Р-1
на выходе из разделителя Р-2
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
углеводородов в товарном конденсате УКПГ Ханчейского ГКМ
Компоненты
кг/час
по
фактич.
составу
PRO-2
SRK-MPR
ГКН
HYSYS
PR-SV
легких
ГКН1
кг/час
Отклонение, %
кг/час
Отклонение, %
кг/ча
с
Отклонение, %
кг/час
Отклонение, %
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/час
Теоретический
фактически
й
HYSYS
ГКН
732
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
Отклонения от экспер.
данных, %
% (мольн.) метана в воде
T, C
Экспери
мент.
HYSYS
CEOS/
A^E1
PRO-2
SRKMPR1
ГКН
HYSYS
CEOS/
A^E1
PRO-2
SRKMPR
ГКН
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
-20
20
P,
МПа
% (мольн.) метанола в газе
Отклонения от экспер. данных, %
Эксп.
HYSYS
CEOS/
A^E
PRO-2
SPK-SS
ГКН
HYSYS
CEOS/
A^E 1
PRO-2
SPK-SS2
ГКН
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
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)
Литер.
данные
(Истомин,
1987)
HYSYS
(PR-SV)
PRO-2
(SRKSS)
ГКН
-20
0.22
0.76
0.59
-10
0.41
0.99
0
0.63
10
1.0
T, C
Отклонения от экспер. данных, %
HYSYS
(PR-SV)1
PRO-2
(SRK-SS)2
ГКН
0.24
+245.5
+168.2
+9.1
0.77
0.38
+141.5
+87.8
-7.3
1.25
0.99
0.57
+98.4
+57.1
-9.5
1.54
0.99
0.85
+54.0
-1.0
-15.0
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 %.
Таблица 2.4 Растворимость воды в жидких углеводородах
Система
Водаоктан
Водатяжелая
фракция
нефти
(M=434)
T, C
% (мольный) воды в углеводородной фазе
Отклонения от экспер. данных,
%
Экспер.
(Griswold,
1942)
HYSYS
SRK-KD
PRO-2
SRK-SS
ГКН
HYSYS
KD1
PRO-2
SRK-SS2
ГКН
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
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%; PRTwu, 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
% (мольный) метана в ДЭГе
P,
МПа
Отклонения от экспер. данных, %
Эксп.
HYSYS
TST
PRO-2
SRK-SS
ГКН
HYSYS
TST1
PRO-2
SRK-SS2
ГКН
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
Содержание NaCl
в воде,%
(мольный)
Содержание
метанола
в воде,%
(мольный)
Экспериментальные
данные
PRO-2
SRKMPR
ГКН
Отклонения, %
(PRO-2,
SRK-MPR)2
Отклонения, %
(ГКН)
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
1
10
% (масс.)
CaCl2
в воде
Экспер.
данные
ГКН
0
5,74
5,84
201
4,85
4,5
0
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 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.