Application of the mir pia software for computer modeling of oil separation systems

Full Text

Системы сепарации нефти представляют собой совокупность последовательно и параллельно соединенных газожидкостных сепараторов, давление и температура в которых непрерывно изменяются, что сопровождается фазовыми превращениями: разгазированием нефти, кристаллизацией парафинов, выпадением солей в сложных гидродинамических условиях и т.д. [1]. Технологические расчеты систем сепарации нефти отличаются нелинейностью и часто итерационностью. В силу этого широко используют различные программныепродукты, позволяющие существенно сократить сроки проектирования, повысить прибыльностьэксплуатации установок, улучшить качество получаемых продуктов, которые должны обладать высокой точностью описания параметров технологических процессов ипозволять без значительных материальных и временных затрат производить исследования этих процессов. К настоящему времени лидирующие позиции на рынке программных продуктов занимают продукты таких компаний,как InvensysProcessSystems (PRO/II), AspenTechnologies (HYSYS), а также ряд других зарубежных и отечественных продуктов (CHEMCAD, GIBBS и др.). Одной из новых российских систем, моделирующих технологические процессы подготовки нефти, нефтехимии и нефтепереработки, является программная платформа «МиРПиА» [2]. Платформа «МиРПиА» создана на базе общепринятых методов математического моделирования оборудования и технологических установок и включает следующие модули: - расчета теплофизических свойств индивидуальных компонентов, углеводородных фракций и их смесей; - расчета фазовых равновесий многокомпонентных систем при различных условиях; - моделирования различных тепломассообменных и гидромеханических аппаратов; - объединения совокупности аппаратов в комплексную модель технологической установки для прогнозирования параметров работы оборудования и свойств технологических потоков; - обработки результатов моделирования и генерации отчетов. Сравнение точности расчетов с использованием программного продукта «МиРПиА» с результатами, полученными программными продуктами HYSYS и PRO/II [3], показало, «МиРПиА» обладает достаточной точностью расчетов. В качестве примера в табл. 1 приведены результаты расчета ДНП и состава пара в равновесной системе «бензол - толуол» (50 % мол. / 50 % мол.) при температуре 30 ºС. Таблица 1 Результаты расчета давления и состава пара в равновесной системе «бензол - толуол» (50%мол. /50%мол.)при температуре 30 ºС Параметр Значения Аналитический расчет HYSYS PRO/II «МиРПиА» Температура, °С 30 30 30 30 ДНП, кгс/см2 0,100 0,110 0,106 0,112 Состав пара Бензол, %мол. 76,4 75,9 76,4 76,9 Толуол, %мол. 23,6 24,1 23,6 23,1 Сравнение результатов моделирования однократного разгазирования нефти различных месторождений и экспериментальных данных [4, 5] приведено на рис. 1, 2 и в табл. 2. Моделирование проводилось в следующем порядке: - для каждой нефти вкачествеисходных данных задавались состав, температура и давление в пласте, соответствующие результатам экспериментов [4, 5]; - нефть приводилась к параметрам однократногоразгазирования (атмосферное давление и температура 20 ºС); - для указанных значений температуры и давления определялисьрасход и состав паровой и жидкойфазспомощью уравнения состояния Пенга -Робинсона газожидкостного равновесия. С учетом небольшого расхождения между расчетными параметрами и результатами экспериментоввозможноиспользование программного продукта «МиРПиА» при математическом моделировании систем сепарации нефти (рис. 3). Рис.1.Отклонения по количеству компонентов в газовом потоке при однократнойсепарации нефтей различных месторождений Рис. 2.Отклонения по количеству компонентов в потоке разгазированной нефти при однократнойсепарациинефтей различных месторождений Рис. 3.Пример математической модели системы сепарации нефти Таблица 2 Сравнение экспериментальных данных и результатов моделирования при однократной сепарации нефтей некоторых месторождений Компонент Месторождение Кулешовское Марковское Газ Нефть Газ Нефть Э* Р* Э Р Э Р Э Р Сероводород 0,35 0,45 0,00 0,02 0,00 0,00 0,00 0,00 Углекислый газ 0,91 0,78 0,00 0,02 0,00 0,00 0,00 0,00 Азот 9,77 8,62 0,00 0,02 0,77 0,73 0,00 0,00 Метан 24,56 21,58 0,00 0,12 68,30 65,22 0,00 0,37 Этан 21,41 19,48 1,05 0,67 16,51 15,91 0,37 0,55 Пропан 23,67 24,26 5,42 3,12 7,44 7,55 1,42 0,98 Изобутан 3,69 4,22 2,01 1,39 1,56 1,70 0,83 0,56 Бутан 9,01 11,22 7,29 5,28 2,74 3,31 2,69 1,56 Изопентан 2,59 3,18 4,34 3,99 0,96 1,35 2,44 1,71 Пентан 2,31 3,21 5,86 5,42 0,91 1,58 3,96 2,69 Циклопентан 0,02 0,11 0,29 0,26 0,00 0,11 0,49 0,27 2-Метилпентан 0,60 0,74 2,89 2,99 0,31 0,58 2,79 2,38 3-Метилпентан 0,34 0,42 1,82 1,90 0,13 0,34 1,86 1,55 Гексан 0,60 0,77 4,22 4,43 0,28 0,65 4,31 3,79 Метилциклопентан 0,17 0,18 0,98 1,05 0,09 0,17 1,18 0,98 2,4-Диметилпентан 0,00 0,01 0,13 0,12 0,00 0,00 0,00 0,00 Циклогексан 0,00 0,14 1,04 1,03 0,00 0,11 0,97 0,80 2-Метилгексан 0,00 0,32 4,09 4,21 0,00 0,31 4,44 4,11 Гептан 0,00 0,18 3,17 3,32 0,00 0,22 4,33 4,22 Метилциклогексан 0,00 0,11 1,81 1,88 0,00 0,13 2,29 2,17 Остаток 0,00 0,00 53,59 58,77 0,00 0,00 65,63 71,31 * Э - экспериментальные данные [4, 5]; Р - расчетные параметры, полученные в «МиРПиА».

About the authors

Sergey V Ivanyakov

Samara State Technical University

Ph.D. (Techn.), Associate Professor 244, Molodogvardeyskayast., Samara,443100, Russian Federation

Dmitriy A Kryuchkov

Samara State Technical University

Ph.D. (Techn.), Associate Professor 244, Molodogvardeyskayast., Samara,443100, Russian Federation

References

Supplementary files