Embed Size (px)
Citation preview
1
Калашников О.В, Будняк С.В., Иванов Ю.В. (Научно-техническая фирма ТЕРМОГАЗ),
Белянский Ю.Н., Аптулина Н.А., Зобнин А.А. (ТюменНИИгипрогаз)
Сравнение программных систем (ПС) ГазКондНефть (ГКН) и HYSYS в области
компьютерного моделирования нефтегазопромысловых технологий.
Специфика моделирования нефтегазопромысловых технологий состоит в необходимости
достоверного определения фазового состояния и теплофизических свойств трёхфазных систем газ -
конденсат (нефть) – минерализованные водные растворы метанола и на этой базе – достоверного расчёта
гидравлического сопротивления промысловых трубопроводных сборных сетей и технологических
процессов, таких, как сепарация, стабилизация конденсата (нефти), гликолевая осушка газа, регенерация
метанола и гликолей, деэтанизация конденсата и т.д. Для этих целей в проектных организациях
используются ПС ГКН, HYSYS, PRO-2 и другие программы. В литературе и в сети ИНТЕРНЕТ
обсуждаются различные аспекты применения программ. Настоящая работа предоставляет
дополнительные сведения по данной проблематике.
Фазовые равновесия и теплофизические свойства фаз
В статьях серии ”Вопросы адекватности теплофизической базы программных систем HYSYS,
PRO-2 и ГазКонднефть” (http://GasCondOil.com)
1. Углеводородные смеси;
2. Смеси углеводородов, воды, метанола, гликолей и солей;
5. Проблемы выбора расчетных моделей газо- и нефтепромысловых технологических сред и
банк данных “СиБДМ-углеводороды”;
6. Дополнительные сравнения расчетных и экспериментальных данных по взаимной
растворимости компонентов промысловых технологических сред
сравнивались экспериментальные и рассчитанные по ГКН, HYSYS и PRO-2 составы фаз газ-жидкость
(углеводородные и водные растворы) и их свойства. Сделаны следующие выводы:
1. По углеводородным системам газ-жидкость ГКН, HYSYS и PRO-2 дают близкую точность, по
системам углеводороды – водные растворы метанола и гликолей лучшие результаты даёт ГКН. ГКН –
единственная программа, учитывающая минерализацию пластовых вод вплоть до выпадения солей
(NaCl и CaCl2) в твердую фазу. Это дает возможность сквозного достоверного расчета материальных и
энергетических балансов обустройств месторождений, от моделирования составов и свойств пластовых
флюидов до подготовки природного газа и нефти к транспорту и получения продуктов их переработки.
2. Хотя в программах HYSYS и PRO-2 имеется возможность выбора термодинамических моделей
технологических сред, однако это не гарантирует достоверности всего комплекса технологических
расчетов нефтегазодобывающих производств.
3. Поскольку в настоящее время единственно приемлемой инженерной моделью
нефтегазоконденсатных смесей в широкой области давлений и температур является кубическое
уравнение состояния ван-дер-ваальсового типа, неопределенность, существующая при выборе расчетной
модели, устраняется путём всесторонней адаптации одной базовой модели (в ГКН - уравнения Пенга-
Робинсона) к экспериментальным данным, что достигнуто в ГКН с помощью созданного банка данных
СиБДМ, включающего аналитическую подсистему проверки точности существующих и предлагаемых
уравнений состояния (http://GasCondOil.com). Многолетняя практика использования ПС ГКН в
проектных организациях подтверждает принятый подход.
Ниже сравнивается точность технологических расчётов промысловых трубопроводов и процессов
подготовки природного газа и нефти по ПС ГКН и HYSYS.
2
Трубопроводы
Точность определения гидравлического сопротивления трубопроводов с газо-жидкостными
потоками анализировалась в статье “Расчётные и действительные перепады давления при двухфазном
транспорте нефти и газа” (http://GasCondOil.com). С помощью фактических данных, опубликованных в
монографии А.И.Гужова ”Совместный сбор и транспорт нефти и газа”, М., Недра, 1973, выбранные
методики уточнены и включены в ПС ГКН.
В таблице приводятся погрешности расчёта перепадов давления в нефтегазовых трубопроводах на
нефтяных месторождениях (НМ).
1 2 3 4
НМ
Котур-
Тепе
НМ
Прорва
НМ
Барса-
Гельмес
НМ
Хаян-
Корт
Внутренний диаметр м 0.3 0.3 0.3 0.25
Длина трубопровода, в т.ч. м 1370 19100 16022 4653
восходящих участков м 900 - 9046 2270
с подъемом, м 45.3 - 46.1 176.1
нисходящих участков м 470 - 6976 2383
со спуском м 28.8 - 44.0 184.7
Расход нефти м3/сут 4100 1000 1350 1280
Газовый фактор м3/м
3 85 88.8 140 453
Обводненность % 0 0 0 0
Температура С 27 15 20 55
Начальное давление МПа 0.63 1.02 1.21 2.91
Конечное давление МПа 0.23 0.67 0.50 2.43
Фактический перепад давления МПа 0.4 0.35 0.71 0.48
Расчётный перепад давления:
ГазКондНефть МПа 0.41 0.34 0.67 0.50
HYSYS, вариант:
1.Gregory Aziz Mandhane МПа 0.39 0.25 0.56 1.06
2.Beggs and Brill МПа * 0.14 0.44 0.58
3. Baxendell and Thomas МПа 0.33 0.21 0.40 0.43
4. HTFS, Liquid Slip МПа 0.36 0.15 0.41 0.44 5. Tulsa99 МПа * 0.28 0.66 0.51
Отклонение расчётного перепада
давления от фактического, %:
ГазКондНефть +2.5 -2.9 -5.6 +4.1
HYSYS, вариант:
1.Gregory Aziz Mandhane -2.5 -28.6 -21.1 +120.8
2.Beggs and Brill * -60.0 -38.0 +20.8
3. Baxendell and Thomas -17.5 -40.0 -43.7 -10.4
4. HTFS, Liquid Slip -10.0 -57.1 -42.3 -8.3
* HYSYS результат не выдаёт.
1 2 3 4
Свойства нефти и газа НМ
Котур-
Тепе
НМ
Прорва
НМ
Барса-
Гельмес
НМ
Хаян-
Корт
Плотность нефти кг/м3 775 785 781 756
Вязкость нефти мП*с 3.87 5.10 4.53 2.21
Ст. плотность газа кг/м3 1.07 1.07 1.07 1.07
3
Технологические процессы
УКПГ Ханчейского ГКМ
В статье 4. “Расчетные и действительные данные по установке низкотемпературной сепарации
природного газа” данной серии сравнивались фактические (измеренные сотрудниками
ТюменНИИгипрогаза, руководитель Н.Ф.Новопашин) и расчётные технологические показатели УКПГ
Ханчейского ГКМ.
Буферная емкость
E-4
Нестабильный конденсат в трубопровод
Газ в магистральный газопровод
Установка подготовки газа на Ханчейском ГКМ
Газ со скважин
Метанол 95%
E-1
P-1
Метанол 9%
E-2
13.20 MПа
26.3 °C
318060.0 кг/час
346981.1 ст.м3/час
1
2
3
4
5 6 7
8
9 10 11 12
13
14 15 16
17
18
19
20
7.60 MПа
17.4 °C
235220.7 кг/час
312844.8 ст.м3/час
21
22
23 24
25
26
27 28
29
30
31 32
2.10 MПа
-18.8 °C
3562.2 кг/час
4502.4 ст.м3/час 33
34
35
4.73 MПа
-11.4 °C
77663.9 кг/час
36
7.40 MПа
15.9 °C
2345.9 кг/час 37
13.20 MПа
20.0 °C
732.0 кг/час
38 39
40
41 42
Seg-2
S-1
S-2 S-3
S-4
S-5
Seg-1
По результатам моделирования УКПГ Ханчейского ГКМ сделаны следующие выводы:
1. Программные системы HYSYS, PRO-2 и ГазКондНефть дают близкие результаты
моделирования многоступенчатой сепарации газоконденсатной смеси, как по термобарическому режиму
работы установки, так и по количествам и составам отсепарирированного газа и конденсата.
2. По концентрации, и, следовательно, по распределению метанола в технологических потоках
УКПГ наиболее близкие к фактическим данным результаты даёт программа ГКН. Это является залогом
верного прогнозирования расхода метанола как антигидратного ингибитора и объемов его регенерации. Приведём данные по прогнозированию расхода метанола, как антигидратного ингибитора. Ниже в таблице
приводится фактический среднечасовой расход 95%-ного метанола на 27.05.2004 г. и определённый теоретический
(минимальный) по программам HYSYS и ГКН. В HYSYS его расход можно оценить только вручную с помощью функции
определения температуры гидратообразования: он составил 1250 кг/час, что почти в 2 раза превышает фактический расход. В
PRO-2 нет функций определения температуры гидратообразования и расхода ингибиторов. По ГКН минимально
необходимый расход метанола определён автоматически при расчёте схемы УКПГ и равен 600 кг/час, что хорошо
согласуется с действительным расходом 732 кг/час, который всегда делается с некоторым запасом.
Расход 95%-ного метанола в УКПГ Ханчейского ГКМ 27.05.2004 г., кг/час
Фактический Теоретический (минимальный)
HYSYS ГКН
732 1250 600
4
Расчётная схема УПН+УКПГ
В институте ТюменНИИгипрогаз при расчёте материальных потоков схемы “УПН+УКПГ” по
программам ГКН и HYSYS замечены существенные расхождения по выходу газов сепарации и
дегазации в сепараторах С1, С2, С3, О2 и КСУ.
Расчётная схема в ГКН
С1
С2
С3
ГС
КС ПНГ
ДКС УКПГ
КС КСУ
О1 О2 КСУП1
Газ на СН
Продукция газовых
скважин (ВНК)
Продукция нефтяных
скважин (ННК)
Метанол(после С1)
КС ГД
Товарная
нефть
Подтоварная
вода
Продукция скважин
(валанжинский газ)
A
B
C
D
E
F
I
H
J
K
Товарный газ
MN
Деэтанизированный
конденсат
Установка подготовки нефти (УПН)+установка комплексной подготовки природного газа (УКПГ)
Метанол 95%
10.90 MПа
22.5 °C
100681.0 кг/час
1
0.83 MПа
27.6 °C
244084.0 кг/час
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15 16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26 27
28 29 30
11.24 MПа
45.7 °C
641856.9 кг/час
31
32
33
34
35 36
37
38
39
40
41
42
43
44
45
46
47
48
49
50
51
52
53
54
55
56
57
58
59
60
61
0.10 MПа
35.3 °C
154849.2 кг/час
62
1.08 MПа
50.0 °C
160629.7 кг/час
63
64
65
66 67 68
69
70
71
72 73
74
75
76
77 78
79
80
81
82
83
84
85
86
87
88
89
0.30 MПа
24.4 °C
25309.0 кг/час
90
91
92
93
94
95
96
97
98
99
100
101
102
103
104
105
106
107
108
109 110 111
112
113 114
115
116
117 118
6.00 MПа
-30.1 °C
643475.5 кг/час
119
120
121
122
123 124
125
126
127
128
129
130
131
132
133
134 135
136
137
138
139 140
141
142
143 144
146
147
148
149
150
151 152
5.84 MПа
0.3 °C
643974.2 кг/час
153
154
155
156
158 163
172 173
174
180
181
182
183
184
185
186
188
С-16
Фрагмент схемы
С1
С2
С3
ГС
КС ПНГ
ДКС УКПГ
КС КСУ
О1 О2 КСУП1
Газ на СН
Продукция газовых
скважин (ВНК)
Продукция нефтяных
скважин (ННК)
Метанол(после С1)
КС ГД
Товарная
нефть
Подтоварная
вода
Продукция скважин
(валанжинский газ)
A
B
C
D
E
F
I
H
J
K
Товарный газ
MN
Деэтанизированный
конденсат
Установка подготовки нефти (УПН)+установка комплексной подготовки природного газа (УКПГ)
Метанол 95%
10.90 MПа
22.5 °C
100681.0 кг/час
1
0.83 MПа
27.6 °C
244084.0 кг/час
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15 16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26 27
28 29 30
11.24 MПа
45.7 °C
641856.9 кг/час
31
32
33
34
35 36
37
38
39
40
41
42
43
44
45
46
47
48
49
50
51
52
53
54
55
56
57
58
59
60
61
0.10 MПа
35.3 °C
154856.3 кг/час
62
1.08 MПа
50.0 °C
160709.8 кг/час
63
64
65
66 67 68
69
70
71
72 73
74
75
76
77 78
79
80
81
82
83
84
85
86
87
88
89
0.30 MПа
24.4 °C
25307.3 кг/час
90
91
92
93
94
95
96
97
98
99
100
101
102
103
104
105
106
107
108
109 110 111
112
113 114
115
116
117 118
6.00 MПа
-30.1 °C
643475.5 кг/час
119
120
121
122
123 124
125
126
127
128
129
130
131
132
133
134 135
136
137
138
139 140
141
142
143 144
146
147
148
149
150
151 152
5.84 MПа
0.3 °C
643474.4 кг/час
153
154
155
156
158 163
172 173
174
180
181
182
183
184
185
186
188
С-16
5
Составы сырьевых потоков представлены заказчиком проекта:
ГазКондНефть Схема: D:\СРАВНЕНИЕ ГКН и Хайсис\УПН+УКПГ
http://GasCondOil.com Дата, время: 02.03.2016 17:58:03
Поток 1 2 31
Давление, MПа 10.903 0.835 11.239
Температура, °C 22.49 27.63 45.74
Доля фазы(мольн.): газ(пар) 0.796423 0.710074 0.955413
углевод.жидкость 0.163705 0.111438 0.041487
водный раствор 0.039872 0.178487 0.003100
Состав масс.доля масс.доля масс.доля
Азот 0.0009250 0.0005752 0.0012988
Метан 0.4327074 0.2727485 0.6024580
Диоксид углерода 0.0027026 0.0019647 0.0034644
Этан 0.0872698 0.0588850 0.1164497
Пропан 0.0562622 0.0400845 0.0720406
изо-Бутан 0.0188987 0.0139361 0.0234386
н-Бутан 0.0239662 0.0180248 0.0291621
изо-Пентан 0.0125838 0.0104266 0.0140477
н-Пентан 0.0112842 0.0093302 0.0125200
Вода 0.0259735 0.0939649 0.0036673
фp. 45-60 °C 0.0042200 0.0048755 0.0032222
60- 70 °C 0.0157047 0.0135343 0.0163416
70- 80 °C 0.0040916 0.0030337 0.0046683
80- 90 °C 0.0110444 0.0108711 0.0098299
90-100 °C 0.0113585 0.0105233 0.0105548
100-110 °C 0.0173291 0.0181186 0.0139115
110-120 °C 0.0121094 0.0147717 0.0076252
120-130 °C 0.0110493 0.0106925 0.0092544
130-140 °C 0.0076015 0.0095128 0.0043600
140-150 °C 0.0101557 0.0118235 0.0064025
150-160 °C 0.0089731 0.0105066 0.0054479
160-170 °C 0.0084544 0.0110502 0.0040662
170-180 °C 0.0083172 0.0100292 0.0044968
180-190 °C 0.0059230 0.0077973 0.0026066
190-200 °C 0.0073550 0.0095909 0.0031735
200-210 °C 0.0055752 0.0076950 0.0020215
210-220 °C 0.0078362 0.0109446 0.0026333
220-230 °C 0.0054941 0.0080453 0.0015296
230-240 °C 0.0085595 0.0128292 0.0020930
240-250 °C 0.0059426 0.0092555 0.0011848
250-260 °C 0.0085739 0.0137008 0.0014365
260-270 °C 0.0070082 0.0113689 0.0010223
270-280 °C 0.0076637 0.0127694 0.0008954
280-290 °C 0.0076852 0.0131113 0.0007058
290-300 °C 0.0056627 0.0099225 0.0003835
300-310 °C 0.0085832 0.0152071 0.0004833
310-320 °C 0.0078812 0.0142244 0.0003251
320-330 °C 0.0071900 0.0131852 0.0002089
330-340 °C 0.0062282 0.0115457 0.0001322
340-350 °C 0.0077067 0.0143944 0.0001253
350-360 °C 0.0076647 0.0144130 0.0000919
360-370 °C 0.0078252 0.0147950 0.0000671
370-380 °C 0.0063533 0.0120684 0.0000381
380-390 °C 0.0070073 0.0133323 0.0000337
390-400 °C 0.0071424 0.0136284 0.0000232
400-410 °C 0.0065944 0.0125886 0.0000195
410-420 °C 0.0058155 0.0111255 0.0000124
420-430 °C 0.0050355 0.0096407 0.0000080
430-440 °C 0.0044033 0.0084278 0.0000066
440-450 °C 0.0036431 0.0069816 0.0000051
450-460 °C 0.0028248 0.0054158 0.0000035
460-470 °C 0.0021361 0.0040979 0.0000018
470-480 °C 0.0018626 0.0035733 0.0000000
480-490 °C 0.0015406 0.0029552 0.0000000
490-500 °C 0.0013145 0.0025219 0.0000000
500-510 °C 0.0010947 0.0021038 0.0000000
510-520 °C 0.0009155 0.0017564 0.0000000
520-530 °C 0.0007260 0.0013939 0.0000000
6
530-540 °C 0.0005591 0.0010723 0.0000000
540-550 °C 0.0004506 0.0008681 0.0000000
550-560 °C 0.0003370 0.0006434 0.0000000
560-570 °C 0.0002371 0.0004563 0.0000000
570-580 °C 0.0001642 0.0003169 0.0000000
580-590 °C 0.0001330 0.0002542 0.0000000
590-600 °C 0.0001099 0.0002085 0.0000000
600-610 °C 0.0001024 0.0001940 0.0000000
610-620 °C 0.0000880 0.0001667 0.0000000
620-630 °C 0.0000550 0.0001039 0.0000000
630-640 °C 0.0000135 0.0000253 0.0000000
Уд.содержание C5+, г/ст.м3 407.5 134.5
кг/час 100681.0 244084.0 641856.9
Заметим, что в исходных составах сырья нет соли. Это связано с тем, что технологические расчёты
с учётом минерализации воды ПС HYSYS не выполняет.
При сравнении результатов моделирования технологических потоков по различным программам
необходимо соблюдать следующие правила:
1. Расходы и составы входных потоков в различных программах должны быть заданы равными в
размерности кг/час, масс. доли.
2. Сравниваются рассчитанные расходы потоков в кг/час.
3. Сравнение различных программ проводится при задании нулевых уносов жидкости в аппаратах.
Привлекаемые другие сравнения расчётных и экспериментальных данных, в частности, по
фазовому равновесию отдельных систем, могут быть как в массовых, так и в мольных единицах
измерения, в связи с тем, что внутрипрограммный вычислительный аппарат использует промежуточные
значения коэффициентов фазового распределения как отношение мольных долей в сосуществующих
фазах.
Заказчик проекта УПН+УКПГ представил следующие данные о свойствах фракций сырья, которые
были введены пользователем в HYSYS:
Пластовый газ – СВОЙСТВА
t.кип Плотность Tкр Tкр Pкр
W (фактор ацентричности)
Mол. масса
°C кг/м3 K °C атм.физ.
N2 -195.8 570 126.2 33.5 0.0373 28.014
CO2 -78.5 480 304.2 72.9 0.231 44.01
C1 -161.5 270 190.7 45.8 0.0104 16.043
C2 -88.6 364 305.4 48.2 0.0986 30.07
C3 -42.1 505 369.9 42 0.1524 44.097
i-C4 -11.7 557 408.1 36 0.1846 58.124
n-C4 -0.5 579 425.2 37.5 0.201 58.124
i-C5 27.8 620 460.4 32.9 0.2222 72.151
n-C5 36.1 627 469.8 33.3 0.2538 72.151
F45-60 52.5 654.5 492.9 219.75 31.16704 0.2466 86.3
F60-70 65 675.6 511.6 238.45 30.69331 0.2422 91.1
F70-80 75 700.1 530.1 256.95 31.04861 0.2235 94.2
F80-90 85 726.7 548 274.85 31.60128 0.2125 96.7
F90-100 95 735.6 559.9 286.75 30.75253 0.2245 101.1
F100-110 105 744.8 571.6 298.45 30.00247 0.2373 105.7
F110-120 115 752.5 582.8 309.65 30.64397 0.2521 110.5
7
F120-130 125 751.6 590.9 317.75 29.10437 0.2774 116.6
F130-140 135 762.4 602.8 329.65 28.8379 0.2894 121.1
F140-150 145 770.9 613.7 340.55 28.40365 0.3049 126.1
F150-160 155 770.4 621.1 347.95 27.26869 0.3333 132.6
F160-170 165 776.5 630.9 357.75 26.74562 0.3536 138.1
F170-180 175 780.2 639.6 366.45 26.02517 0.3786 144.2
F180-190 185 785 648.6 375.45 25.18628 0.4021 150.3
F190-200 195 788.6 656.9 383.75 24.27831 0.4282 156.7
F200-210 205 792 665.1 391.95 23.38021 0.455 163.3
F210-220 215 796 673.6 400.45 22.5808 0.4807 169.9
F220-230 225 800.3 682.1 408.95 21.82087 0.5057 176.7
F230-240 235 806.1 691.5 418.35 21.4261 0.5272 183.2
F240-250 245 812.1 700.9 427.75 21.03133 0.5508 189.9
F250-260 255 817.5 710 436.85 20.43918 0.5758 196.8
F260-270 265 821.7 718.5 445.35 19.95559 0.6065 204.1
F270-280 275 824.1 726.1 452.95 19.3437 0.6416 212.1
F280-290 285 825.1 733.1 459.95 18.64298 0.6872 220.7
F290-300 295 826.6 740.3 467.15 17.86331 0.7259 229.4
F300-310 305 829.3 748.1 474.95 17.1922 0.7622 237.9
F310-320 315 832.9 756.4 483.25 16.60005 0.7965 246.4
F320-330 325 837.1 764.9 491.75 16.08685 0.8296 254.9
F330-340 335 841.2 773.4 500.25 15.57365 0.8551 263.6
F340-350 345 845.3 782 508.85 15.07032 0.8884 272.5
F350-360 355 850.1 790.8 517.65 14.64594 0.9112 281.4
F360-370 365 855.3 799.9 526.75 14.2413 0.9325 290.2
F370-380 375 860.3 808.9 535.75 13.84653 0.9536 299.3
F380-390 385 864.7 817.7 544.55 13.54059 0.9759 308.8
F390-400 395 868.4 826 552.85 13.09647 1.0092 318.8
F400-410 405 871.7 834.2 561.05 12.64249 1.0441 329.2
F410-420 415 874.9 842.3 569.15 12.29706 1.0698 339.9
F420-430 425 877.9 850.3 577.15 11.84308 1.1057 351
F430-440 435 880.8 858.2 585.05 11.52726 1.1423 362.4
F440-450 445 883.7 866.1 592.95 11.10289 1.179 374
F450-460 455 886.6 874 600.85 10.79694 1.2158 385.9
F460-470 465 889.6 882 608.85 10.49099 1.2525 398
F470-480 475 892.7 890.1 616.95 10.11596 1.2888 410.4
F480-490 485 895.9 898.1 624.95 9.760671 1.3135 423
F490-500 495 898.8 906 632.85 9.405379 1.3504 436
F500-510 505 901.7 914 640.85 9.059956 1.3759 449.4
F510-520 515 904.9 922 648.85 8.754009 1.4112 462.9
F520-530 525 908.3 930.2 657.05 8.448063 1.4334 476.5
F530-540 535 911.2 938.1 664.95 6.780163 1.2146 490.7
8
Пластовая нефть – СВОЙСТВА
T кип Плотность Tкр Tкр Pкр W Mол. масса
°C кг/м3 K °С атм.физ.
N2 -195.8 570 126.2 33.5 0.0373 28.014
CO2 -78.5 480 304.2 72.9 0.231 44.01
C1 -161.5 270 190.7 45.8 0.0104 16.043
C2 -88.6 364 305.4 48.2 0.0986 30.07
C3 -42.1 505 369.9 42 0.1524 44.097
i-C4 -11.7 557 408.1 36 0.1846 58.124
n-C4 -0.5 579 425.2 37.5 0.201 58.124
i-C5 27.8 620 460.4 32.9 0.2222 72.151
n-C5 36.1 627 469.8 33.3 0.2538 72.151
F45-60 52.5 662.6 540.87 267.72 33.38761 0.2296 85.3
F60-70 65 668.2 561.15 288 34.07846 0.2351 91.8
F70-80 75 711 582.51 309.36 33.39748 0.2201 96.3
F80-90 85 735.1 603.27 330.12 33.86134 0.212 99.3
F90-100 95 746 647.16 374.01 33.82186 0.2219 102.9
F100-110 105 754.5 662.5 389.35 33.3284 0.2345 107.3
F110-120 115 761.6 677.84 404.69 32.62768 0.2477 111.5
F120-130 125 768.9 689.02 415.87 32.44017 0.2699 117.3
F130-140 135 772 703.71 430.56 32.50925 0.2846 121.5
F140-150 145 775.1 719.44 446.29 32.08488 0.2968 126.4
F150-160 155 785.3 729.71 456.56 30.56501 0.3219 131.5
F160-170 165 796.4 760.02 486.87 29.4794 0.3449 136.7
F170-180 175 800.2 771.18 498.03 28.57143 0.3668 142
F180-190 185 810.2 781.74 508.59 27.58451 0.391 147.1
F190-200 195 814.7 792.78 519.63 26.76536 0.4134 153
F200-210 205 816.3 804.54 531.39 26.10412 0.4334 159.2
F210-220 215 823.6 815.94 542.79 25.39354 0.4545 165.6
F220-230 225 832.8 826.02 552.87 24.53491 0.4795 172.2
F230-240 235 843.9 838.38 565.23 24.05132 0.4968 178.6
F240-250 245 846.7 849.9 576.75 23.4493 0.517 185.3
F250-260 255 847 861.78 588.63 22.92623 0.5355 192.7
F260-270 265 848 872.94 599.79 22.31434 0.5563 200.8
F270-280 275 848.3 881.94 608.79 21.4261 0.5837 209.2
F280-290 285 849.5 890.58 617.43 20.51813 0.6131 218.6
F290-300 295 850.1 898.14 624.99 19.53121 0.6468 229.2
F300-310 305 852.7 905.94 632.79 18.62324 0.6798 240.5
F310-320 315 859.7 915.06 641.91 17.91266 0.7217 251.4
F320-330 325 861 925.74 652.59 17.37972 0.7509 261.5
F330-340 335 861.8 935.7 662.55 16.8073 0.7907 271.7
F340-350 345 862.6 944.82 671.67 16.15593 0.8192 283.3
F350-360 355 865.3 953.22 680.07 15.45522 0.8508 295.4
F360-370 365 868 961.38 688.23 14.76437 0.8784 308.2
F370-380 375 870.4 969.66 696.51 14.10313 0.9104 321.5
9
F380-390 385 872.6 977.58 704.43 13.44189 0.9438 335.5
F390-400 395 874.9 985.74 712.59 12.81026 0.9766 350.2
F400-410 405 877.2 994.38 721.23 12.26746 1.0065 365.5
F410-420 415 879.7 1003.74 730.59 11.8036 1.0333 381.2
F420-430 425 882.4 1013.46 740.31 11.38909 1.0579 397.3
F430-440 435 885.1 1023.78 750.63 11.04367 1.0788 413.8
F440-450 445 887.5 1033.98 760.83 10.68838 1.1002 430.8
F450-460 455 889.7 1043.7 770.55 10.31335 1.1236 448.7
F460-470 465 891.8 1053.66 780.51 9.987663 1.1453 467.4
F470-480 475 894.1 1063.26 790.11 9.612633 1.169 487
F480-490 485 896.4 1072.5 799.35 9.247471 1.194 506.9
F490-500 495 898.7 1081.98 808.83 8.921786 1.2175 527.4
F500-510 505 901 1091.46 818.31 8.586232 1.2407 548.6
F510-520 515 903.4 1100.82 827.67 8.270417 1.2648 570.4
F520-530 525 905.9 1110.18 837.03 7.954602 1.2886 592.8
F530-540 535 908 1119.3 846.15 7.648655 1.3134 615.7
F540-550 545 910 1128.3 855.15 7.352578 1.3383 640
F550-560 555 912.4 1137.3 864.15 7.056501 1.3631 665.2
F560-570 565 915.6 1146.18 873.03 6.770294 1.3886 690.4
F570-580 575 919.2 1155.18 882.03 6.503824 1.4139 714.6
F580-590 585 923 1164.06 890.91 6.237355 1.439 738.5
F590-600 595 927.1 1172.58 899.43 5.970886 1.4665 762.4
F600-610 605 931.4 1181.1 907.95 5.724155 1.4944 785.9
F610-620 615 935.8 1190.1 916.95 5.487293 1.5191 809.4
F620-630 625 940.1 1199.22 926.07 5.27017 1.5408 832.8
F630-640 635 944.3 1208.22 935.07 5.072786 1.5642 856.8
Поскольку основное влияние на расчётную растворимость лёгких углеводородов в конденсате и
нефти в используемой в ГКН и HYSYS модели фазового распределения углеводородов – уравнении
состояния Пенга-Робинсона – оказывают критические давления фракций, проверим достоверность
принятых (критические давления, температуры и факторы ацентричности фракций не измеряются) и
представленных заказчиком данных по критическим давлениям со значениями для основных
гомологических рядов углеводородов (парафиновые, нафтеновые и ароматические), а также со
значениями, принимаемыми в ГКН и HYSYS.
HYSYS Ряд1
t кип С 52.5 65 75 85 95 105 115 125 135 145 155 165
Р атм (физ) 32.21908 31.933434 31.5552 31.36514 30.56791 29.77701 28.99304 28.21671 27.4488 26.69015 25.9417 25.2044
ГКН Ряд2
52.5 65 75 85 95 105 115 125 135 145 155 165
32.4 31.76 31.29 30.85 30.43 30.04 29.69 28.56 27.49 26.47 25.51 24.59
Ароматический Ряд3
80 136 183 299 354 408 505
48.3 35.6 28.5 17.6 14 11.5 7.9
Нафтены Ряд4
101 180 296 397 483 531
34.3 24.3 15.8 11.4 7.96 6.6
Парафиновый Ряд5
10
99 174 254 302 432 482 525
27 20.8 16 13.1 8.8 7.4 6.3
Конденсат (данные заказчика) Ряд6
52.5 65 75 85 95 105 115 125 135 145 155 165
31.16704 30.693314 31.04861 31.60128 30.75253 30.00247 30.64397 29.10437 28.8379 28.40365 27.26869 26.74562
Нефть (заказчик) Ряд7
52.5 65 75 85 95 105 115 125 135 145 155 165
33.38761 34.07846 33.39748 33.86134 33.82186 33.3284 32.62768 32.44017 32.50925 32.08488 30.56501 29.4794
0.0
5.0
10.0
15.0
20.0
25.0
30.0
35.0
40.0
0 100 200 300 400 500 600 700
Температуры кипения, С
Кр
ити
ческ
ие
дав
ле
ни
я, ф
из.
атм
.
Ряд1 Ряд2 Ряд3 Ряд4 Ряд5 Ряд6 Ряд7
На графике видно, что представленные критические давления фракций на значительном интервале
температур выше критических давлений углеводородов ароматического ряда, что указывает на их
недостоверность. Заметим также, что для тяжёлых фракций принятые критические давления нефтяных
фракций становятся ниже таковых для фракций конденсата (что сомнительно) и существенно ниже
прогнозируемых в ГКН и HYSYS. Поэтому в приведенных ниже результатах расчётов сепарации как
газоконденсатной, так и нефтегазовой смеси, приняты значения свойств фракций (Ркр, Ткр и W),
предлагаемые “по умолчанию” в HYSYS (при расчётах по HYSYS). Они близки к аналогичным
значениям в ГКН, расчёт которых ведётся по формулам Кеслера-Ли.
11
Результаты расчёта выхода газа из вышеуказанных сепараторов:
ГазКондНефть Схема: D:\СРАВНЕНИЕ ГКН и Хайсис\УПН+УКПГ-2020-вар2 унос 0.bks
http://GasCondOil.com Дата, время: 08.02.2016 20:10:07
Поток 5 24 4 49 27
Давление, MПа 10.874 1.971 0.815 0.410 0.105
Температура, °C 22.49 12.31 24.35 37.75 35.42
Доля фазы(мольн.): газ(пар) 1.000000 1.000000 1.000000 1.000000 1.000000
углевод.жидкость 0.000000 0.000000 0.000000 0.000000 0.000000
Состав кг/час кг/час кг/час кг/час кг/час
Метан 40049.38 3063.69 66485.13 355.92 167.14
Сумма C5+ 1827.19 78.99 4354.04 96.31 452.10
Уд.содержание C5+, г/ст.м3 26.4 13.7 35.9 110.0 370.1
Расход, кг/час 54745.7 4820.7 102358.3 950.8 2094.6
HYSYS:
Stream 5 24 4 49 27
Temperature C 22.43 13.67 24.59 37.62 35.64
Pressure MPa 10.874 1.971 0.815 0.410 0.105
Mass Flow kg/h 56081.03 4445.88 103441.50 898.50 1918.57
Расхождение, % 2.4 8.4 1.1 5.8 9.1
Продукция УПН+УКПГ
Товарный газ
Поток 153 Unit 153
Давление, MПа 5.836 Temperature С 1.53
Температура, °C 0.28 Pressure MPa 5.839
Доля фазы(мольн.): газ(пар) 1.000000 Mass Flow 643786.28
углевод.жидкость 0.000000
Состав кг/час
Уд.содержание C5+, г/ст.м3 2.8 кг/час 643974.2
Товарная нефть (62)+деэтанизированный конденсат (63)
Поток 62 63
Давление, MПа 0.105 1.079
Температура, °C 35.33 50.00
Доля фазы(мольн.): газ(пар) 0.000371 0.000000
углевод.жидкость 0.999629 1.000000 Сумма
Состав кг/час кг/час
Сумма C5+ 150674.38 99333.32
Расход, кмоль/час 969.2 2208.2
кг/час 154849.2 160629.7 315478.9
Unit 62 63
Temperature C 35.64 50.00
Pressure MPa 0.105 1.079
Mass Flow 153350.93 162359.23 315710.1
Видим, что выходы продукции УПГ+УКПГ по ГКН и HYSYS близки, несмотря на заметные
различия по выходу газа в сепараторах С2, С1 и дегазаторах С3, О2 и КСУ.
12
Анализ результатов моделирования показывает, что, хотя в качестве базового термодинамического
пакета и в ГКН, и в HYSYS использовано уравнение состояния Пенга-Робинсона (ПР), наиболее
существенное влияние на отличия по выходу газа из сепараторов и дегазаторов оказывают различные
наборы коэффициентов парного взаимодействия (КПВ) для уравнения ПР. В ГКН набор КПВ
сформирован с помощью банка экспериментальных данных СиБДМ (http://GasCondOil.com) в результате
их обработки, КПВ опубликованы в статье “Инженерные расчетные модели технологических сред
газопереработки. 1. Фазовое состояние жидкость — пар” (Химическая технология, 1990, № 6, с. 28—36,
http://GasCondOil.com). Заложенный в HYSYS набор КПВ с монотонным ростом их с утяжелением
углеводородов и фракций не подтверждаются экспериментальными данными. Например, в HYSYS для
пары метан-н-эйкозан КПВ=0.0813, в то время как совпадение расчётных и фактических данных по
растворимости метана в н-эйкозане – при КПВ от – 0.105 до +0.035.
Система: Mетан н-Эйкозан
Источник Данных: Stanley H.Huang Ho-Mu Lin and Kwang-Chu Shao. Solubility
of carbon dioxide, methane and ethanIn n-eicosaie. J.Chem.
Eng.Data, 1988, N 2, V.33, P.145-147.
Модель pacчeтa - Пенг-Робинсон
Темпера- тура T, С
Давление P, МПа
Доля жидк. L
Коэф. парного
взаим.Cij
Состав, мольные доли Константы фазового
равновесия Газовая фаза Жидкая фаза
Y эксп. Y расч. X эксп. X расч. K эксп.
100.2 1.01 0.5 -0.04 0.999999 0.999991 0.0472 0.047317
-0.04 0.000001 0.000009 0.9528 0.952684
100.2 2 0.5 -0.035 0.999999 0.999992 0.0903 0.090384
-0.035 0.000001 0.000007 0.9097 0.909616
100.2 3.02 0.5 -0.03 0.999999 0.999993 0.132 0.131388
-0.03 0.000001 0.000007 0.868 0.868612
100.2 4.04 0.5 -0.03 0.999999 0.999991 0.172 0.171189
-0.03 0.000001 0.000009 0.828 0.828811
100.2 5.05 0.5 -0.03 0.999999 0.999988 0.209 0.208716
-0.03 0.000001 0.000011 0.791 0.791286
200.3 1.01 0.5 -0.09 0.9984 0.998046 0.0427 0.04268
-0.09 0.0016 0.001953 0.9573 0.957322
200.3 2 0.5 -0.105 0.9984 0.998731 0.0845 0.084603
-0.105 0.0016 0.001267 0.9155 0.915399
200.3 3.04 0.5 -0.1 0.999 0.998929 0.125 0.125207
-0.1 0.001 0.001071 0.875 0.874793
200.3 4.04 0.5 -0.08 0.9993 0.998988 0.159 0.158709
-0.08 0.0007 0.001006 0.841 0.841296
200.3 5.05 0.5 -0.08 0.9993 0.998987 0.194 0.194466
-0.08 0.0007 0.001011 0.806 0.805536
Система: Mетан н-Эйкозан
Источник Данных: Puri S. and Kohn J.P. Solid-liquid-vapor eqilibrium in the metha
ne-n-eicosane and ethane-n-eicosane binary systems. J.Chem.
Eng.Data, 1970, V.15, N 3, P.372-374.
Модель pacчeтa - Пенг-Робинсон
13
Темпера- тура T, С
Давление P, МПа
Доля жидк. L
Коэф. бинар.
взаим.Cij
Состав, мольные доли Константы фазового
равновесия Газовая фаза Жидкая фаза
Y эксп. Y расч. X эксп. X расч. K эксп.
40 1.01 0.5 0.035 0.999999 1 0.051 0.050694
0.035 0.000001 0 0.949 0.949306
40 1.52 0.5 0.02 0.999999 0.999989 0.0785 0.078133
0.02 0.000001 0 0.9215 0.921878
40 2.03 0.5 0.015 0.999999 1 0.1032 0.103903
0.015 0.000001 0 0.8968 0.896097
40 2.53 0.5 0.015 0.999999 1 0.1268 0.127636
0.015 0.000001 0 0.8732 0.872364
40 3.04 0.5 0.02 0.999999 0.999972 0.149 0.148329
0.02 0.000001 0 0.851 0.851699
40 3.55 0.5 0.02 0.999999 1 0.1701 0.170111
0.02 0.000001 0 0.8299 0.829889
40 4.05 0.5 0.02 0.999999 0.999998 0.191 0.191125
0.02 0.000001 0 0.809 0.808876
40 4.56 0.5 0.02 0.999999 0.999999 0.2108 0.211404
0.02 0.000001 0 0.7892 0.788598
40 5.07 0.501 0.02 0.999999 0.999999 0.23 0.230972
0.02 0.000001 0 0.77 0.769029
Система: Mетан н-Эйкозан
Источник данных: Stanley H.Huang Ho-Mu Lin and Kwang-Chu Shao. Solubility of carbon
dioxide, methane and ethanIn n-eicosaie. J.Chem. Eng.Data, 1988, N 2, V.33,
P.145-147.
Модель pacчeтa - Пенг-Робинсон
Темпера- тура T, С
Давление P, МПа
Доля жидк. L
Коэф. парного взаим.Cij
Состав, мольные доли Константы фазового
равновесия
Отн.откл. X расч.
от X эксп., %
Газовая фаза Жидкая фаза
Y эксп. Y расч. X эксп. X расч. K эксп. K расч.
100.2 1.01 0.5 -0.04 0.999999 0.999991 0.0472 0.047317 21.1864 21.1334 -0.25
HYSYS 0.08013 0.999992 0.036561
Система: Mетан н-Эйкозан
Источник Данных: Puri S. and Kohn J.P. Solid-liquid-vapor eqilibrium in the metha ne-n-eicosane
and ethane-n-eicosane binary systems. J.Chem. Eng.Data, 1970, V.15, N 3,
P.372-374.
Модель pacчeтa - Пенг-Робинсон
Темпера- тура T, С
Давление P, МПа
Доля жидк. L
Коэф. парного взаим.Cij
Состав, мольные доли Константы фазового
равновесия
Отн.откл. X расч.
от X эксп., %
Газовая фаза Жидкая фаза
Y эксп. Y расч. X эксп. X расч. K эксп. K расч.
40 1.01 0.5 0.035 0.999999 1.000000 0.051 0.050694 19.6078 19.7257 0.6
HYSYS 0.08013 1.000000 0.044347
14
Видно, что завышение КПВ приводит к снижению расчётной растворимости лёгкого компонента в
жидкой фазе.
Учитывая значительный разброс КПВ, в ГКН для пар метан – фракции, на основании результатов
обработки фактических данных, принято постоянное значение КПВ=0.04, для пар этан – фракции 0.01,
для других пар углеводородов КПВ=0.
Ниже приведены данные о фактической и расчётной стандартной сепарации пластовой нефти.
И C X O Д H Ы E Д A H H Ы E
Давление пластовое, МПа 40.04
Tемпеpатуpа пластовая,°C 112
Условия сепаpации
Давление, МПа 0.1013
Tемпеpатуpа,°C 20
Газовый фактоp, ст.м3/т 192.9
Компоненты Состав, моль/моль
Газ сепарации Разгаз. нефть
Гелий 0.0003300 0.0000000
Азот 0.0163600 0.0000000
Метан 0.6352600 0.0003700
Диоксид углерода 0.0098900 0.0000000
Этан 0.1050900 0.0011300
Пропан 0.1251600 0.0071200
изо-Бутан 0.0150600 0.0037700
н-Бутан 0.0526000 0.0151000
изо-Пентан 0.0147800 0.0188300
н-Пентан 0.0119000 0.0205900
н-Гексан 0.0114300 0.0698900
н-Гептан 0.0021400 0.1043600
Остаток : 0.7588400
Фpакционный состав нефти по Энглеру
Tемпеpатуpа,°C Oтгон, % обьемн.
нк – 47 0.0
до 100 11.0
до 120 17.0
до 150 26.0
до 160 28.0
до 180 31.0
до 200 34.0
до 220 38.0
до 240 41.0
до 260 45.0
до 280 49.0
до 300 53.0
И С Т О Ч Н И К Д А Н Н Ы Х
Технический отчёт № 7-84
Исследование пластовой нефти.
Месторождение Бугреватовское.
Министерство нефтяной промышленности, УкрГипроНИИнефть, 1984.
15
Разгонка нефти по Энглеру переведена в разгонку по ИТК по методике, изложенной в статье
“Моделирование состава и свойств природного углеводородного сырья” (Экотехнологии и
ресурсосбережение, 2000, № 4, с. 23-28, http://GasCondOil.com):
Давление, MПа 0.099
Температура, °C 20.00
Доля фазы(мольн.): газ(пар) 0.000000
углевод.жидкость 1.000000
Состав масс.доля
Метан 0.0000300
Этан 0.0001700
Пропан 0.0015700
изо-Бутан 0.0009800
н-Бутан 0.0043900
изо-Пентан 0.0067600
н-Пентан 0.0074300
фp. 40- 60 °C 0.0302633
60- 70 °C 0.0171748
70- 80 °C 0.0180083
80- 90 °C 0.0188838
90-100 °C 0.0193211
100-110 °C 0.0197516
110-120 °C 0.0196537
120-130 °C 0.0190253
130-140 °C 0.0187991
140-150 °C 0.0177682
150-160 °C 0.0170386
160-170 °C 0.0163740
170-180 °C 0.0163224
180-190 °C 0.0160354
190-200 °C 0.0159551
200-210 °C 0.0157792
210-220 °C 0.0160110
220-230 °C 0.0160241
230-240 °C 0.0161108
240-250 °C 0.0157927
250-260 °C 0.0172488
260-270 °C 0.0181730
270-280 °C 0.0186886
280-290 °C 0.0188282
290-300 °C 0.0184902
300-310 °C 0.0201970
310-320 °C 0.0212363
320-330 °C 0.0194586
330-340 °C 0.0210027
340-350 °C 0.0206675
350-360 °C 0.0217486
360-370 °C 0.0226867
370-380 °C 0.0189608
380-390 °C 0.0221110
390-400 °C 0.0216023
400-410 °C 0.0228691
410-420 °C 0.0239029
420-430 °C 0.0201841
430-440 °C 0.0231854
16
440-450 °C 0.0246536
450-460 °C 0.0258801
460-470 °C 0.0270203
470-480 °C 0.0203991
480-490 °C 0.0257077
490-500 °C 0.0248888
500-510 °C 0.0237820
510-520 °C 0.0221455
520-530 °C 0.0195432
530-565 °C 0.0133154
0.10 MПа 20.0 °C208.3 кг/час192.9 ст.м3/час
1
0.10 MПа 20.0 °C1000.0 кг/час
2
3 4
0.10 MПа 20.0 °C230.8 кг/час197.3 ст.м3/час
5
0.10 MПа 20.0 °C977.4 кг/час
6
По ГКН погрешность выхода газа + 10.8%.
По HYSYS погрешность +15.4%:
Name 1 2 3 4 5 6
Vapour Fraction 1.0000000 0.0000000 0.6179665 0.6251568 1.0000000 0.0000000
Temperature [C] 20.00 20.00 16.17 20.00 20.00 20.00
Pressure [MPa] 0.099 0.099 0.099 0.099 0.099 0.099
Molar Flow [kgmole/h] 8.02 5.35 13.37 13.37 8.36 5.01
Mass Flow [kg/h] 208.30 1000.00 1208.30 1208.30 240.43 967.87
Очевидно, что вклад в данную погрешность вносит погрешность перевода разгонки по Энглеру в
разгонку по ИТК. Следует ожидать меньшие погрешности при использовании лабораторных данных
разгонки на АРН.
Выводы:
1. Завышенные значения КПВ в HYSYS приводят к снижению расчётной растворимости лёгких
углеводородов в конденсате (нефти), что, с одной стороны, вызывает завышение выхода газа из
сепараторов С2 и С1, и, с другой, в связи с уменьшением количества лёгких углеводородов в конденсате
(нефти), приводит к меньшему их выходу при разгазировании в сепараторах (дегазаторах) О2 и КСУ.
2. Применение многоступенчатой сепарации в установке УПН+УКПГ и возврат газов дегазации в
установку с помощью КС нивелирует расхождения между ГКН и HYSYS по отдельным аппаратам, что в
итоге даёт близкие расчётные значения по выходу продукции УПН+УКПГ - газа и жидких
углеводородов.
3. Точность прогнозирования материальных потоков УПН и УКПГ в ГКН выше, чем в HYSYS.
17
Схема осушки газа и регенерации ТЭГа
В ПС HYSYS имеется демонстрационная расчётная схема осушки газа и регенерации ТЭГа
“Natural Gas Dehydration with TEG”. Входной поток влажного газа представлен в виде смесителя газа и
воды.
Исходные данные:
Unit Inlet Gas Water to Saturate TEG Feed Regen Feed
Vapour Fraction 1.0000000 0.3894790 0.0000000 0.0607760
Temperature C 29.44 277.78 48.89 104.44
Pressure MPa 6.205 6.205 6.205 0.110
Mass Flow kg/h 9183.11 8.99 511.96 527.14
Unit Inlet Gas Water to Saturate TEG Feed Regen Feed
Mass Frac (Nitrogen) kg/kg 0.0015190 0.0000000 0.0000000 0.0000010
Mass Frac (CO2) 0.0677900 0.0000000 0.0000000 0.0026680
Mass Frac (H2S) 0.0286470 0.0000000 0.0000120 0.0085770
Mass Frac (Methane) 0.7821600 0.0000000 0.0000000 0.0016720
Mass Frac (Ethane) 0.0505590 0.0000000 0.0000000 0.0002660
Mass Frac (Propane) 0.0353970 0.0000000 0.0000000 0.0004720
Mass Frac (i-Butane) 0.0186000 0.0000000 0.0000010 0.0022730
Mass Frac (n-Butane) 0.0094580 0.0000000 0.0000000 0.0001480
Mass Frac (i-Pentane) 0.0039130 0.0000000 0.0000000 0.0008090
Mass Frac (n-Pentane) 0.0019570 0.0000000 0.0000000 0.0000680
Mass Frac (TEGlycol) 0.0000000 0.0000000 0.9904310 0.9618620
Mass Frac (H2O) 0.0000000 1.0000000 0.0095560 0.0211850
Тепловая нагрузка кипятильника 47.7 кВт, дефлегматора 0.252 кВт.
Расчёт по термодинамическому пакету Glycol Package даёт следующие характеристики сухого газа
и регенерированного ТЭГа:
Dry Gas Regen Bttms
1.0000000 0.0000000
31.49 204.44
6.205 0.103
497.83 3.65
9174.54 511.92
Unit Dry Gas Regen Bttms
Mass Frac (Nitrogen) Kg/kg 0.0015210 0.0000000
Mass Frac (CO2) 0.0677000 0.0000000
Mass Frac (H2S) 0.0281810 0.0000120
Mass Frac (Methane) 0.7827940 0.0000000
Mass Frac (Ethane) 0.0505910 0.0000000
Mass Frac (Propane) 0.0354030 0.0000000
18
Mass Frac (i-Butane) 0.0184870 0.0000010
Mass Frac (n-Butane) 0.0094580 0.0000000
Mass Frac (i-Pentane) 0.0038710 0.0000000
Mass Frac (n-Pentane) 0.0019550 0.0000000
Mass Frac (TEGlycol) 0.0000020 0.9904300
Mass Frac (H2O) 0.0000380 0.0095570
Удельная теплоёмкость потока Regen Bttms 3.084 кДж/кг/K,
Видим, по HYSYS при t=204.44°С ТЭГ сконцентрирован до 99.04 %, в сухом газе массовая доля
воды 0.000038. При такой концентрации точка росы газа по воде минус 15°С.
Известно, однако, что при температуре 204°С и давлении 0.1 МПа концентрация ТЭГа в насыщенной
смеси с водой 98.6 % (И.В.Жданова, А.Л.Халиф. Осушка углеводородных газов, М., Химия, 1984;
экспериментальные данные Union Carbide, USA, 1957 приведены в канд. диссертации М.В.Елистратова
”Совершенствование методов расчёта…природный газ-гликоли-вода-метанол…”, ВНИИгаз, 2004 г.).
Схема в ГКН:
Схема осушки газа и регенерации ТЭГа
Сухой газТТР= -10 С
Газ(Inlet Gas)
Подпитка ТЭГ
0.02 кг/час
ТЭГ 98.63 %
Вода(Water to Saturate)
ТЭГ
(TEG Feed)
ТЭГ на регенерацию
(Regen Feed)
Regen Bttms
6.21 MПа
29.4 °C
9183.1 кг/час
11983.0 ст.м3/час 1
6.21 MПа
29.4 °C
9.0 кг/час
2
3
4
6.21 MПа
48.9 °C
511.8 кг/час
5 6
7 0.11 MПа
104.4 °C
526.9 кг/час
8 9
0.10 MПа
204.1 °C
511.9 кг/час
10
11
12
6.21 MПа
28.8 °C
1.3 кг/час
13
14
6.17 MПа
35.1 °C
9175.7 кг/час
11977.7 ст.м3/час
15
0.10 MПа
100.2 °C
15.0 кг/час
15.4 ст.м3/час
19
20
Результаты расчёта регенерации ТЭГа по ГКН близки к литературным данным. Точка росы
осушенного газа -10.4 С.
Поток 10 15
Давление, MПа 0.104 6.171
Температура, °C 204.00 35.06
Доля фазы(мольн.): газ(пар) 0.000000 1.000000
углевод.жидкость 0.000000 0.000000
водный раствор 1.000000 0.000000
Состав масс.доля масс.доля
Азот 0.0000000 0.0015200
Метан 0.0000000 0.7826703
Диоксид углерода 0.0000004 0.0676515
Этан 0.0000000 0.0505714
Сероводород 0.0000085 0.0282441
19
Пропан 0.0000001 0.0353901
изо-Бутан 0.0000001 0.0185907
н-Бутан 0.0000001 0.0094470
изо-Пентан 0.0000001 0.0039063
н-Пентан 0.0000001 0.0019526
Вода 0.0137004 0.0000553
Т Э Г 0.9862901 0.0000008
Расход, кмоль/час 3.8 497.9
кг/час 511.9 9175.7
ст.м3/час (20°C, 0.1013 МПа) 11977.72
м3/час 0.52 184.61
Мол.масса 136.46 18.43
Плотность, кг/м3 989.555 49.702
Энтальпия, кДж/кмоль 17595.0 9305.3
кДж/ч 65997.0 4633394.0
Теплоемкость , кДж/(кг·К) 2.800 2.537
Точка росы по воде, °C -10.4
Следует заметить, что в ГКН для нагрева и выпаривания ТЭГа, поступающего в испаритель,
потребовалось 42 кВт, по сравнению с 47.7 кВт по пакету Glycol Package в HYSYS, что объясняется
большей на величину порядка 10 % расчётной теплоёмкостью ТЭГа (теплоёмкость потока Regen Bttms
на выходе из колонны 3.084 кДж/кг/K по сравнению с 2.8 кДж/кг/K по ГКН).
Сравнение с экспериментальными данными по ТЭГу показывает такой же порядок отклонений. В
монографии О.Н.Дымента, К.С.Казанского, А.М.Мирошникова “Гликоли и другие производные окиси
этилена и пропилена”, М., Химия, 1976 приводятся измеренные данные по теплоёмкости ТЭГа при
температурах до 180°С (2.76 кДж/кг/K).
Расчёт по пакету Glycol Package в HYSYS:
Unit 1
Vapour Fraction 0.0000000
Temperature C 180.00
Pressure MPa 0.100
Mass Flow kg/h 1.00
Phase Mass Heat Capacity (Liquid Phase) kJ/kg-C 3.097
Погрешность +12.2 %.
Расчёт по адаптированному уравнению состояния Пенга-Робинсона в ГКН:
ГазКондНефть Схема:
http://GasCondOil.com Дата, время:
Поток 1
Давление, MПа 0.100
Температура, °C 180.00
Доля фазы(мольн.): газ(пар) 0.000000
углевод.жидкость 0.000000
водный раствор 1.000000
Состав масс.доля
Т Э Г 1.000000
Мол.масса 150.18
Плотность, кг/м3 1019.046
Теплоемкость , кДж/(кг·К) 2.693
Погрешность – 2.4 %.
20
Вывод:
По сравнению с термодинамическим пакетом Glycol Package в HYSYS ПС ГКН обеспечивает
более точный расчёт гликолевой осушки газа и регенерации ТЭГа.
Промысловые технологические процессы, не рассчитываемые программой HYSYS
Приведём примеры, не рассчитанные по HYSYS.
Регенерация ТЭГа с применением технологии ECOTEG фирмы Siirtec Nigi
Расчётная схема в ГКН:
Влажный газ
Вода
Воздух
Схема осушки природного газа ТЭГом Регенерация осушителя с применением технологии ECOTEG
БТК (бензол+толуол+ксилол)
Товарный газ
Вода
Подпитка ТЭГ
Возврат
газа на
отдувку
Газ на горелку
и отдувку
3.20 MПа
30.0 °C
74919.6 кг/час
100062.3 ст.м3/час
1
2
3 4
2.98 MПа
31.6 °C
74842.0 кг/час
99964.8 ст.м3/час
5
6 7
8
9
12
13 14
16
17
18
19 20
21
22
23
24
25 26
27
28 29
30
31
32
0.20 MПа
40.0 °C
2.3 кг/час
33
0.11 MПа
40.0 °C
23.2 кг/час
22.9 ст.м3/час
34 35
36 37
38
39
40
41
42
43
44 45
46
3.00 MПа
40.1 °C
1077.3 кг/час
47
48
49
50
15
10
11
При запуске схемы в HYSYS при расчете колонны и абсорбера появляется сообщение:
«Unconverged».
Стабилизатор конденсата (нефти) с боковым выводом воды:
Вода
Стабильный конденсатв рекуперативный теплообменник
Нестабильныйконденсат
Стабилизатор конденсата отпарной с боковым выводом воды
Газ на собственные нужды
0.80 MПа
20.0 °C
10000.0 кг/час
1
0.85 MПа
196.7 °C
9799.8 кг/час
2
0.80 MПа
48.4 °C
171.5 кг/час
109.0 ст.м3/час
3
0.82 MПа
72.5 °C
28.7 кг/час
4
21
В ГКН можно выбрать наиболее подходящую точку вывода воды (с любой тарелки), в HYSYS
только с 1-й (что в действительности не проводится). Очевидно, это связано с тем, что в HYSYS не
реализована модель стекающей по тарелкам двухфазной жидкости углеводороды-вода.
В ГКН даётся информация о водной фазе в колонне:
Проверочный расчет ректификации, колонна №1
Потоки, кмоль/час Энтальпия, ккал/кмоль
Ступень P, МПа T, °C Пар Углевод. Водный Пар Углевод. Водный
раздел. жидкая раствор жидкая раствор
фаза фаза
1 0.800 48.4 4.46 119.69 2.28 3440.65 -1478.11 -7513.03
2 0.807 57.6 39.98 129.06 2.79 3814.93 -938.35 -7341.57
3 0.814 64.8 49.86 134.66 3.51 4110.42 -541.40 -7206.93
4 0.822 72.5 56.18 141.68 0.00 4419.72 -114.35 -7062.43
5 0.829 90.0 61.27 150.55 0.00 5206.78 830.24 0.00
6 0.836 116.9 70.13 161.89 0.00 6559.84 2304.21 0.00
7 0.842 151.8 81.44 171.31 0.00 8690.79 4448.86 0.00
8 0.850 196.7 90.84 80.47 0.00 12071.83 8270.75 0.00
Потоки, кг/час Плотность, кг/м3
Ступень P, МПа T, °C Пар Углевод. Водный Пар Углевод. Водный
раздел. жидкая раствор жидкая раствор
фаза фаза
1 0.800 48.4 168.07 11467.09 41.27 12.24 685.60 981.58
2 0.807 57.6 1676.50 12006.97 50.50 13.52 669.98 977.98
3 0.814 64.8 2225.63 12394.84 63.50 14.31 660.29 974.85
4 0.822 72.5 2626.33 12983.38 0.00 14.83 651.42 971.14
5 0.829 90.0 3179.54 14026.73 0.00 15.89 636.35 971.14
6 0.836 116.9 4221.27 15760.56 0.00 17.38 619.81 971.14
7 0.842 151.8 5952.62 18007.08 0.00 19.67 604.43 971.14
8 0.850 196.7 8197.26 9809.81 0.00 22.39 594.37 971.14
Составы по ступеням разделения, мольные доли
Ступень Поток Метан Этан Пропан н-Бутан н-Пентан Метанол Вода
раздел. фр.<70 фр.70-100 фр.100-150 фр.150-
200 фр.200-
250 фр.>250
1 Пар 0.018488 0.487856 0.433502 0.020589 0.007016 0.000581 0.014127
0.009570 0.005354 0.002651 0.000253 0.000014 0.000001
Угл.жидк. 0.000653 0.081391 0.226599 0.031678 0.030230 0.001503 0.001461
0.072500 0.105369 0.207605 0.137769 0.068832 0.034413
Водн.р-р 0.000003 0.000077 0.000051 0.000002 0.000001 0.004864 0.995004
0.000000 0.000000 0.000000 0.000000 0.000000 0.000000
2 Пар 0.001954 0.243693 0.664654 0.035310 0.008865 0.000734 0.021637
0.012072 0.006983 0.003686 0.000388 0.000024 0.000001
Угл.жидк. 0.000069 0.037207 0.300083 0.044435 0.029656 0.001524 0.002142
0.069182 0.098876 0.193219 0.127853 0.063841 0.031915
Водн.р-р 0.000000 0.000033 0.000067 0.000002 0.000001 0.004032 0.995865
0.000000 0.000000 0.000000 0.000000 0.000000 0.000000
3 Пар 0.000178 0.096299 0.765800 0.067234 0.011303 0.000929 0.029652
0.014712 0.008592 0.004731 0.000534 0.000035 0.000002
Угл.жидк. 0.000006 0.013803 0.311391 0.073272 0.031532 0.001654 0.002856
0.069025 0.096083 0.185958 0.122640 0.061194 0.030588
Водн.р-р 0.000000 0.000012 0.000071 0.000005 0.000001 0.003751 0.996161
0.000000 0.000000 0.000000 0.000000 0.000000 0.000000
4 Пар 0.000015 0.033074 0.736851 0.133074 0.017475 0.001321 0.040998
0.019571 0.010785 0.006056 0.000726 0.000052 0.000003
Угл.жидк. 0.000001 0.004443 0.269605 0.125570 0.040671 0.002008 0.003845
22
0.075259 0.095410 0.179018 0.116903 0.058194 0.029074
5 Пар 0.000001 0.010265 0.615014 0.251026 0.040741 0.002103 0.008888
0.040246 0.019330 0.010806 0.001450 0.000122 0.000008
Угл.жидк. 0.000000 0.001198 0.179868 0.174864 0.064820 0.002417 0.000796
0.101858 0.104655 0.176083 0.111174 0.054895 0.027373
6 Пар 0.000000 0.002565 0.379225 0.340610 0.092512 0.002967 0.001704
0.101714 0.048772 0.025765 0.003750 0.000383 0.000032
Угл.жидк. 0.000000 0.000250 0.083126 0.160003 0.089591 0.002709 0.000149
0.148754 0.138585 0.191797 0.107921 0.051597 0.025518
7 Пар 0.000000 0.000493 0.159567 0.287802 0.137852 0.003471 0.000292
0.194892 0.123954 0.077889 0.012226 0.001413 0.000149
Угл.жидк. 0.000000 0.000041 0.026245 0.090553 0.080099 0.002684 0.000026
0.161474 0.180008 0.255392 0.125481 0.053192 0.024807
8 Пар 0.000000 0.000072 0.044529 0.143486 0.114942 0.003344 0.000045
0.214084 0.203570 0.209608 0.055258 0.009623 0.001439
Угл.жидк. 0.000000 0.000005 0.005605 0.030799 0.040766 0.001939 0.000004
0.102085 0.153409 0.307076 0.204752 0.102375 0.051187
Kипятильник
Жидкость,поступающая Пар из ки- Hижний продукт
с нижней тарелки пятильника
Компонент Углевод. Водный Углевод. Водный
фаза раствор фаза раствор
мол.доля мол.доля мол.доля мол.доля мол.доля
Метан 0.000000 0.000000 0.000000
Этан 0.000041 0.000072 0.000005
Пропан 0.026245 0.044529 0.005605
н-Бутан 0.090553 0.143486 0.030799
н-Пентан 0.080099 0.114942 0.040766
Метанол 0.002684 0.003344 0.001939
Вода 0.000026 0.000045 0.000004
фракц. до 70°C 0.161474 0.214084 0.102085
фракц. 70-100°C 0.180008 0.203570 0.153409
фракц. 100-150°C 0.255392 0.209608 0.307076
фракц. 150-200°C 0.125481 0.055258 0.204752
фракц. 200-250°C 0.053192 0.009623 0.102375
фракц. выше 250°C 0.024807 0.001439 0.051187
Mолекул. масса 105.12 90.24 121.91
Tемпература°C 151.79 196.66 196.66
Плотностькг/м3 604.43 22.39 594.37
Pасход, кмоль/час 171.31 90.84 80.47
Pасход, кг/час 18007.08 8197.26 9809.81
Tепловая нагрузка 1000000 ккал/час
4186800 кДж/час
1163 кВт
Питание
Ступень разд. - 1, Т = 20.0°C, Доля пара - 0.00000
Компонент мол.доля мас.доля кмоль/час кг/час
Метан 0.000953 0.000132 0.08 1.32
Этан 0.025135 0.006534 2.17 65.34
Пропан 0.028765 0.010965 2.49 109.65
н-Бутан 0.028585 0.014363 2.47 143.63
н-Пентан 0.038113 0.023774 3.30 237.74
Метанол 0.001900 0.000526 0.16 5.26
Вода 0.019000 0.002960 1.64 29.60
фракц. до 70°C 0.095283 0.069197 8.24 691.97
фракц. 70-100°C 0.142925 0.118623 12.36 1186.23
23
фракц. 100-150°C 0.285850 0.284200 24.71 2842.01
фракц. 150-200°C 0.190567 0.235598 16.48 2355.99
фракц. 200-250°C 0.095283 0.144984 8.24 1449.84
фракц. выше 250°C 0.047642 0.088144 4.12 881.44
Cумма 86.46 10000.02
Пар (верхний продукт)
Компонент мол.доля мас.доля кмоль/час кг/час
Метан 0.018172 0.007705 0.08 1.32
Этан 0.479283 0.380977 2.17 65.33
Пропан 0.444752 0.518360 2.02 88.89
н-Бутан 0.019462 0.029901 0.09 5.13
н-Пентан 0.006862 0.013088 0.03 2.24
Метанол 0.000570 0.000482 0.00 0.08
Вода 0.013387 0.006377 0.06 1.09
фракц. до 70°C 0.009386 0.020841 0.04 3.57
фракц. 70-100°C 0.005258 0.013343 0.02 2.29
фракц. 100-150°C 0.002605 0.007920 0.01 1.36
фракц. 150-200°C 0.000249 0.000941 0.00 0.16
фракц. 200-250°C 0.000014 0.000063 0.00 0.01
фракц. выше 250°C 0.000001 0.000003 0.00 0.00
Cумма 4.53 171.48
Углеводородная жидкость (нижний продукт)
Компонент мол.доля мас.доля кмоль/час кг/час
Метан 0.000000 0.000000 0.00 0.00
Этан 0.000005 0.000001 0.00 0.01
Пропан 0.005860 0.002118 0.47 20.76
н-Бутан 0.029665 0.014133 2.38 138.51
н-Пентан 0.040630 0.024031 3.26 235.50
Метанол 0.001936 0.000508 0.16 4.98
Вода 0.000004 0.000001 0.00 0.01
фракц. до 70°C 0.102014 0.070246 8.20 688.40
фракц. 70-100°C 0.153518 0.120813 12.33 1183.94
фракц. 100-150°C 0.307482 0.289867 24.70 2840.65
фракц. 150-200°C 0.205073 0.240394 16.47 2355.83
фракц. 200-250°C 0.102543 0.147944 8.24 1449.83
фракц. выше 250°C 0.051272 0.089944 4.12 881.44
Cумма 80.33 9799.84
Боковой отвод водного раствора
Ступень разд. - 4, Т = 72.5°C, P = 0.821МПа
Компонент мол.доля мас.доля кмоль/час кг/час
Метан 0.000000 0.000000 0.00 0.00
Этан 0.000004 0.000007 0.00 0.00
Пропан 0.000065 0.000158 0.00 0.01
н-Бутан 0.000009 0.000028 0.00 0.00
н-Пентан 0.000001 0.000005 0.00 0.00
Метанол 0.003891 0.006896 0.01 0.20
Вода 0.996031 0.992907 1.58 28.50
фракц. до 70°C 0.000000 0.000000 0.00 0.00
фракц. 70-100°C 0.000000 0.000000 0.00 0.00
фракц. 100-150°C 0.000000 0.000000 0.00 0.00
фракц. 150-200°C 0.000000 0.000000 0.00 0.00
фракц. 200-250°C 0.000000 0.000000 0.00 0.00
фракц. выше 250°C 0.000000 0.000000 0.00 0.00
Cумма 1.59 28.71
Mолекул. масса 18.077
24
Оценка эффективности гликолевого абсорбера дробным числом теоретических тарелок
В ГКН:
По измеренной температуре точки росы осушенного имеется возможность оценить эффективность
работы абсорбера дробным числом теоретических тарелок.
В ПС HYSYS данная функция отсутствует.
25
Регенерация метанола с учётом минерализации воды.
Метанол 90%
Метанол 11%+NaCl
Вода
Схема регенерации метанола с циркуляцией и нагревом воды под давлением
2.00 MПа 20.0 °C2043.0 кг/час
1
2
3
0.59 MПа 61.2 °C1773.6 кг/час
4
5 6
0.12 MПа 40.0 °C248.9 кг/час
7
8
0.13 MПа 107.7 °C7882.8 кг/час
9
0.60 MПа 156.4 °C6111.9 кг/час
10
11
12
13 14
0.14 MПа 20.4 °C0.4 кг/час
15
0.16 MПа 20.4 °C20.1 кг/час23.4 ст.м3/час
16
17
0.12 MПа 40.0 °C0.1 кг/час0.1 ст.м3/час
18
19 20 К-1
Н-1
Н-2
П-1
ВХ-1
Р-1 С-1Т-1
Поток 1 1 пар 1 жидк 1 водн
Давление, MПа 2.000 2.000 2.000 2.000
Температура, °C 20.00 20.00 20.00 20.00
Доля фазы(мольн.): газ(пар) 0.008378 1.000000 0.000000 0.000000
углевод.жидкость 0.000132 0.000000 1.000000 0.000000
водный раствор 0.991490 0.000000 0.000000 1.000000
Состав масс.доля масс.доля масс.доля масс.доля
Азот 0.0000471 0.0053618 0.0000314 0.0000019
Метан 0.0061168 0.6705937 0.0140053 0.0004490
Диоксид углерода 0.0001228 0.0075300 0.0004296 0.0000596
Этан 0.0014314 0.1474982 0.0179233 0.0001764
Пропан 0.0009596 0.0983415 0.0431331 0.0001036
изо-Бутан 0.0001268 0.0135960 0.0142921 0.0000033
н-Бутан 0.0002479 0.0250766 0.0369665 0.0000136
н-Пентан 0.0001632 0.0134361 0.0631985 0.0000114
н-Гексан 0.0001551 0.0083594 0.1190474 0.0000118
Хлорид натрия 0.0483587 0.0000000 0.0000000 0.0488008
Метанол 0.1119292 0.0015742 0.0025424 0.1129371
Вода 0.8298570 0.0010656 0.0000746 0.8374316
фp. до 100 °C 0.0001567 0.0065664 0.1657337 0.0000000
100-200 °C 0.0002276 0.0009981 0.3588594 0.0000000
200-300 °C 0.0000838 0.0000029 0.1372473 0.0000000
выше 300 °C 0.0000162 0.0000000 0.0265154 0.0000000
Расход, кмоль/час 103.9 0.9 0.0 103.0
кг/час 2043.0 17.3 1.2 2024.5
ст.м3/час (20°C, 0.1013 МПа) 20.93
м3/час 3.01 0.99 0.00 2.01
Мол.масса 19.67 19.83 90.87 19.66
Плотность, кг/м3 679.718 17.347 695.893 1007.574
Коэффициент сжимаемости 0.9374
Энтальпия, кДж/кмоль -33541.6 9892.8 -9689.1 -33911.8
кДж/ч -3483942.0 8608.7 -132.7 -3492418.0
Теплоемкость , кДж/(кг·К) 2.212 2.050 3.946
Теплопpоводность, Вт/(м·К) 0.0307 0.1174 0.5271
Динамическая вязкость, мПа·с 0.0108 0.3844 1.5309
Поверхностное натяжение, мН/м 18.085 69.802
Теплота сгорания высш., кДж/кг 53241.4 48425.1
26
Теплота сгорания низш., кДж/кг 48264.6 44879.4
Поток 4 7
Давление, MПа 0.590 0.120
Температура, °C 61.24 40.00
Доля фазы(мольн.): газ(пар) 0.000000 0.000000
углевод.жидкость 0.000000 0.000000
водный раствор 1.000000 1.000000
Состав масс.доля масс.доля
Азот 0.0000000 0.0000006
Метан 0.0000000 0.0001641
Диоксид углерода 0.0000000 0.0000639
Этан 0.0000000 0.0001209
Пропан 0.0000000 0.0000827
изо-Бутан 0.0000000 0.0000025
н-Бутан 0.0000000 0.0000120
н-Пентан 0.0000000 0.0000149
н-Гексан 0.0000000 0.0000250
Хлорид натрия 0.0557051 0.0000000
Метанол 0.0009092 0.9111002
Вода 0.9433854 0.0884133
Расход, кмоль/час 94.6 8.3
кг/час 1773.6 248.9
ст.м3/час (20°C, 0.1013 МПа)
м3/час 1.73 0.31
Мол.масса 18.75 29.98
Плотность, кг/м3 1022.821 808.653
Энтальпия, кДж/кмоль -30869.0 -27730.8
кДж/ч -2919871.0 -230221.0
Теплоемкость , кДж/(кг·К) 4.127 3.059
Теплопpоводность, Вт/(м·К) 0.6354 0.2164
Динамическая вязкость, мПа·с 0.5168 0.5207
Данная схема моделируется только в ПС ГКН.
Общий вывод:
Для моделирования нефтегазопромысловых технологий ПС ГазКондНефть предоставляет бóльшие
возможности и обеспечивает лучшую точность по сравнению с ПС HYSYS и PRO-2.
28.03.2016 г.
