'

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

Понравилась презентация – покажи это...





Слайд 0

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


Слайд 1

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 баз программных систем PRO-2, HYSYS и ГазКондНефть


Слайд 2

Назначение программной системы (ПС) ГазКондНефть 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.


Слайд 3

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.


Слайд 4

О пользовательском интерфейсе ПС и этапы 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.


Слайд 5

Технологические модели в среде ПС ГазКондНефть


Слайд 6


Слайд 7


Слайд 8


Слайд 9


Слайд 10


Слайд 11

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


Слайд 12

Таблица 1.2 Сравнение фактических и расчетных показателей продукции на Ханчейском ГКМ 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 .


Слайд 13

Таблица 1.3 Сравнение фактического и расчетного содержания легких углеводородов в товарном конденсате УКПГ Ханчейского ГКМ Примечание: 1 - с применением фактора неравновесности


Слайд 14

Таблица 1.4 Расход метанола на УПГ Ханчейского ГКМ


Слайд 15

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 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%.


Слайд 16

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


Слайд 17

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 %.


Слайд 18

Таблица 2.4 Растворимость воды в жидких углеводородах 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%.


Слайд 19

Таблица 2.5 Экспериментальные (Yokoyama, 1988) и расчетные данные о растворимости метана в ДЭГе при температуре 25 С 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%.


Слайд 20

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 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.


Слайд 21

Таблица 3.2 Экспериментальные (Жданова,1984) и расчетные данные по влагосодержанию метана, г/м3 (T= 313 K) Notes: 1 – В ПС HYSYS и PRO-2 расчет не предусмотрен


Слайд 22

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.


×

HTML:





Ссылка: