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

Содержание

Слайд 2

Содержание
Назначение программной системы (ПС) ГазКондНефть
Область применения ПС
О пользовательском интерфейсе ПС

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

Слайд 3

Назначение программной системы (ПС) ГазКондНефть
ПС ГазКондНефть предназначена для использования в научно-исследовательских, предпроектных

Назначение программной системы (ПС) ГазКондНефть ПС ГазКондНефть предназначена для использования в научно-исследовательских,
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 4

Область применения ПС
- Промысловые системы сбора и трубопроводного транспорта природного газа

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 5

О пользовательском интерфейсе ПС и этапы создания компьютерных моделей нефтегазовых производств
ПС ГазКондНефть

О пользовательском интерфейсе ПС и этапы создания компьютерных моделей нефтегазовых производств ПС
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 6

Технологические модели в среде ПС ГазКондНефть

Технологические модели в среде ПС ГазКондНефть

Слайд 12

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

Сравнение достоверности термодинамических баз программных систем PRO-2, HYSYS и ГазКондНефть (ГКН) Действительные
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 13

Таблица 1.2 Сравнение фактических и расчетных показателей продукции на Ханчейском ГКМ

Примечания: 1

Таблица 1.2 Сравнение фактических и расчетных показателей продукции на Ханчейском ГКМ Примечания:
- 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 14

Таблица 1.3 Сравнение фактического и расчетного содержания легких углеводородов в товарном конденсате

Таблица 1.3 Сравнение фактического и расчетного содержания легких углеводородов в товарном конденсате
УКПГ Ханчейского ГКМ

Примечание: 1 - с применением фактора неравновесности

Слайд 15

Таблица 1.4 Расход метанола на УПГ Ханчейского ГКМ

Таблица 1.4 Расход метанола на УПГ Ханчейского ГКМ

Слайд 16

2. Взаимная растворимость углеводородов, воды, метанола и гликолей
Таблица 2.1 Экспериментальные (Katz, 1964)

2. Взаимная растворимость углеводородов, воды, метанола и гликолей Таблица 2.1 Экспериментальные (Katz,
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 17

Таблица 2.2 Литературные (Истомин, 1987) и расчетные данные по содержанию метанола в

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 18

Таблица 2.3 Растворимость метанола в нестабильном конденсате (при концентрации метанола в воде

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 19

Таблица 2.4 Растворимость воды в жидких углеводородах

Примечания: 1- Модель PR дает отклонения

Таблица 2.4 Растворимость воды в жидких углеводородах Примечания: 1- Модель PR дает
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 20

Таблица 2.5 Экспериментальные (Yokoyama, 1988) и расчетные данные о растворимости метана в

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 21

3. Влияние минерализации пластовых вод на свойства промысловых технологических сред

Таблица 3.1

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 22

Таблица 3.2 Экспериментальные (Жданова,1984) и расчетные данные по влагосодержанию метана, г/м3 (T=

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

Имя файла: Программная-система-для-компьютерного-моделирования-промыслового-сбора-и-обработки-природного-газа-и-нефти,-газоразделения-и-фра.pptx
Количество просмотров: 149
Количество скачиваний: 0