Моделирование процессов сбора, подготовки и

транспорта нефти и газа в среде HYSYS: Опыт

применения, пути развития

Иванов Сергей Сергеевич

История внедрения

2003 г. – лицензия HYSYS2005 г. – временная лицензия Flarenet2005 г. – сетевая лицензия HYSYS и Flarenet2013 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

0,00

0,05

0,10

0,15

0,20

0,25

0,30

0,35

0 5000 10000 15000 20000 25000 30000 35000 40000 45000 50000 55000 60000 65000расстояние, м

удер

жани

е жи

дкос

ти

вариант 1 зима

вариант 1 лето

вариант 2 зима

вариант 2 лето

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. Расчет эжекторов2. Расчет процесса обезвоживания нефти3. Расчет ингибирования гидратообразования4. Расчет адсорбции

Расчет эжекторов

d=2dрк γкон dрк

lсоп lрк lдиф

dдифd=dрк

Сопло. Разрез

dрк dо

а

lс

γдиф Рабочие характеристики КЖС

1456

582

1285

0,223

0,104

0,402

0,000

0,100

0,200

0,300

0,400

0,500

0,600

500 600 700 800 900 1000 1100 1200 1300 1400 1500

Объемный расход газа на входе в КЖС, м3/сут

Дав

лени

е ГЖ

С н

а вы

ходе

КЖ

С, М

Па

0,000

0,100

0,200

0,300

0,400

0,500

0,600

Qопт

Qср

Qпр

η

η ср

η пр

1. Расчет технологических параметров. Выбор конструкции

2. Расчет характеристик3. Расчет конструктивных

размеров

Расчет процесса обезвоживания нефти

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

0 мин 15 мин 30 мин 60 мин

Время отстоя, мин.

Коли

чест

во в

ыде

ливш

ейся

вод

ы, %

от

исхо

дног

о со

держ

ания

.

К3455Х

WF-41

ФЛЭК Д-023

Рекод-118

ФЛЭК Д-017

Наименованиепробы

Значения динамической вязкости, сП при температуре С

-10 -5 0 10 20 30 40 50

Нефть (Wост.= 5,8 %) 131,7 64,2 33,1 17,6 9,0 6,1 5,2 4,720 % эмульсия 142,5 82,2 53,4 20,8 11,0 7,6* 6,0** 5,2**30 % эмульсия 163,3 95,9 77,1 30,1 13,5 7,7* 5,5** 4,4**40 % эмульсия 177,8 101,6 85,0 35,6 14,9 7,8* 5,7** 4,3**50 % эмульсия 190,5 128,0 103,2 43,1 18,6 10,5 6,4** 4,4**60 % эмульсия 222,5 145,8 109,6 50,8 22,5 10,1 6,0** 4,2**70 % эмульсия 231,9 163,6 119,2 70,1 28,3 12,9 7,0** 4,8**

80 % смесь нефти с имитатом 222,5 86,2 74,4 24,8 15,1 13,1 8,4 4,2

№ п/п

Реагент

Расходг/т

нефти

Температура

С

Свободная вода, мл за время, отстоя, мин

Пром.слой, мл

остаточное содержание воды, % (соли, мг/л)

15 30 60

1 WF - 41 40 40 36,5 36,5 36,5 3,0 0,82 WF - 41 50 40 34,0 36,0 36,5 2,8 0,23 WF - 41 60 40 34,5 36,5 37,0 2,5 0,14 без реаг. 0 40 27,0 30,4 32,0 3,0 2,0

5 без реаг.

0 40 24,0 25,6 27,2 11,0 2,7

6 WF - 41 40 40 33,5 36,0 36,5 2,5 0,87 3455х 40 40 35 35,5 37.0 1,5 0,98 Д - 023 40 40 36.0 36,0 37.0 1,5 0,69 Рекод 118 40 40 35,5 36,0 37,0 2,0 1,1

10 Рекод 118 40 25 18,5 28,0 31,0 8,0 4,511 3455 х 40 25 20.0 30,0 34,0 6,5 4,812 WF - 41 40 25 31,0 33,5 33,5 2,5 4,913 Д – 023 40 25 30,5 33,0 33,5 2,8 4,614 Д - 017 40 25 32,5 33,5 34,0 3,0 4,615 без реаг.

0 25 0 0 0 - 50

16 без реаг. 0 60 30,0 33,0 33,0 5,0 0,117 WF -41 20 60 39,5 39,5 39,5 0,5 0,018 WF -41 40 60 39,5 39,5 39,5 0,0 0,019 Д -023 20 60 39,0 39,0 39,0 0,0 0,020 Д -023 40 60 39,0 39,0 39,0 0,0 0,021 Д -017 20 60 39,0 39,0 39,0 0,0 0,022 Д -017 40 60 39,0 39,0 39,0 0,0 0,0

23 без реаг. 0 50 15,0 26,0 26,0 15,0 0,4 (250)24 WF -41 40 50 37,0 37,0 37,0 3,5 0,125 Д -023 40 50 36,0 36,5 37,5 2,5 Cл26 Д -017 40 50 37,0 37,0 37,5 2,5 Cледы27 WF -41 20 50 33,0 36,0 36,0 4,5 0,18 (120)28 Д -023 20 50 35,0 36,5 37,0 3,0 0,1029 Д -017 20 50 36,0 36,5 37,0 2,5 0,12 (80)

Расчет ингибирования гидратообразования метанолом

Расчет процесса адсорбции

Данный расчет будет включать:1. в зависимости от назначения процесса выбор адсорбента2. расчет массопередачи, профилей концентрации и выходных

кривых3. расчет аппарата (диаметр, высота, продолжительность

стадий)

Спасибо за внимание