ХIV конференция_Иванов

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
0,35
вариант 1 зима
вариант 1 лето
0,30
вариант 2 зима
удержание жидкости
вариант 2 лето
0,25
0,20
0,15
0,10
0,05
0,00
0
5000
10000
15000
20000
25000
30000 35000 40000
расстояние, м
45000
50000
55000
30
перепад высот, м
20
10
0
0
2000
4000
6000
8000 10000 12000 14000 16000 18000 20000 22000 24000 26000 28000 30000 32000 34000 36000 38000 40000 42000 44000 46000 48000 50000 52000 54000
-10
-20
-30
расстояние, м
60000
65000
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.
2.
3.
4.
Расчет эжекторов
Расчет процесса обезвоживания нефти
Расчет ингибирования гидратообразования
Расчет адсорбции
Расчет эжекторов
1. Расчет технологических
параметров. Выбор
конструкции
2. Расчет характеристик
3. Расчет конструктивных
размеров
γкон
d=2dрк
γдиф
dрк
Рабочие характеристики КЖС
0,600
0,600
Qср 582
d=dрк
dдиф
lсоп
lрк
lдиф
Сопло. Разрез
dо
dрк
а
lс
Давление ГЖС на выходе КЖС, МПа
0,500
0,500
Qопт1285
0,400
0,400
η
0,402
0,300
0,300
η ср 0,223
0,200
0,200
Qпр
1456
η пр 0,104
0,100
0,000
500
600
700
800
900
1000
1100
1200
Объемный расход газа на входе в КЖС, м3/сут
1300
1400
0,100
0,000
1500
Расчет процесса обезвоживания нефти
№
п/п
Реагент
Расход
г/т
нефти
Темпе
ратура
С
Пром.
слой, мл
1
2
3
4
WF - 41
WF - 41
WF - 41
без реаг.
40
50
60
0
40
40
40
40
36,5
34,0
34,5
27,0
36,5
36,0
36,5
30,4
36,5
36,5
37,0
32,0
3,0
2,8
2,5
3,0
5
6
7
8
9
без реаг.
WF - 41
3455х
Д - 023
Рекод 118
0
40
40
40
40
40
40
40
40
40
24,0
33,5
35
36.0
35,5
25,6
36,0
35,5
36,0
36,0
27,2
36,5
37.0
37.0
37,0
11,0
2,5
1,5
1,5
2,0
2,7
0,8
0,9
0,6
1,1
10
11
12
13
14
15
Рекод 118
3455 х
WF - 41
Д – 023
Д - 017
без реаг.
40
40
40
40
40
0
25
25
25
25
25
25
18,5
20.0
31,0
30,5
32,5
0
28,0
30,0
33,5
33,0
33,5
0
31,0
34,0
33,5
33,5
34,0
0
8,0
6,5
2,5
2,8
3,0
-
4,5
4,8
4,9
4,6
4,6
50
16
17
18
19
20
21
22
без реаг.
WF -41
WF -41
Д -023
Д -023
Д -017
Д -017
0
20
40
20
40
20
40
60
60
60
60
60
60
60
30,0
39,5
39,5
39,0
39,0
39,0
39,0
33,0
39,5
39,5
39,0
39,0
39,0
39,0
33,0
39,5
39,5
39,0
39,0
39,0
39,0
5,0
0,5
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,1
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
23
24
25
26
27
28
29
без реаг.
WF -41
Д -023
Д -017
WF -41
Д -023
Д -017
0
40
40
40
20
20
20
50
50
50
50
50
50
50
15,0
37,0
36,0
37,0
33,0
35,0
36,0
26,0
37,0
36,5
37,0
36,0
36,5
36,5
26,0
37,0
37,5
37,5
36,0
37,0
37,0
15,0
3,5
2,5
2,5
0 мин
4,5
3,0
2,5
Значения динамической вязкости, сП при температуре С
-10
-5
0
10
20
30
40
50
131,7
64,2
33,1
17,6
9,0
6,1
5,2
4,7
142,5
82,2
53,4
20,8
11,0
7,6*
6,0**
5,2**
163,3
95,9
77,1
30,1
13,5
7,7*
5,5**
4,4**
177,8 101,6
85,0
35,6
14,9
7,8*
5,7**
4,3**
190,5 128,0 103,2
43,1
18,6
10,5
6,4**
4,4**
222,5 145,8 109,6
50,8
22,5
10,1
6,0**
4,2**
231,9 163,6
119,2
70,1
28,3
12,9
7,0**
4,8**
222,5
86,2
74,4
24,8
15,1
13,1
8,4
2,0
0,4 (250)
0,1
Cл
Cледы
0,18 (120)
0,10
0,12 (80)
100
90
80
70
60
50
К3455Х
WF-41
ФЛЭК Д-023
Рекод-118
ФЛЭК Д-017
40
30
20
10
15 мин
30 мин
Время отстоя, мин.
0
60 мин
Количество выделившейся воды, % от исходного
содержания.
Свободная вода, мл за время,
отстоя, мин
15
30
60
Наименование
пробы
Нефть (Wост.= 5,8 %)
20 % эмульсия
30 % эмульсия
40 % эмульсия
50 % эмульсия
остаточное
содержание
60 % эмульсия
воды, %
70 % эмульсия
(соли, мг/л)
0,8
80 % смесь нефти с
0,2
имитатом
0,1
4,2
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