«ИССЛЕДОВАНИЕ И РАЗРАБОТКА МЕТОДОВ МОНИТОРИНГА И ПРОЕКТИРОВАНИЯ СИСТЕМ ПРОМЫСЛОВОЙ ПОДГОТОВКИ ПРОДУКЦИИ НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ...»

централизованными установками стабилизации конденсата (УСК Сургут и Ачимовская УСК) зависит от переменных объемов и составов потоков с месторождений (п.1) и централизованной установки деэтанизации конденсата (п.2) и от двух независимых ограничений УСК Сургут, учет одного из которых требует определения не только объема, но и подробного состава сырья, что требует расчета МКБ схемы смешения и распределения всех сырьевых потоков двух установок стабилизации конденсата;

4) при этом, для выполнения условий, накладываемых ограничением по составу сырья (содержанию тяжелых фракций) УСК Сургут, необходимо итерационно регулировать распределение сырьевых потоков НК ачимовского между УДК Уренгой и Ачимовской УСК, т.е. неоднократно возвращаться к расчетам МКБ деэтанизации конденсата после расчетов МКБ распределения сырьевых потоков между установками стабилизации.

синхронности развития объектов централизованной подготовки с развитием комплексной региональной схемы промысловой подготовки добываемого УВС.

«Ручное» выполнение подобных расчетов практически невозможно, однако решение данной задачи может быть реализовано на базе применения КМ.

углеводородного сырья должны входить модели пластовых флюидов, модели локальных объектов промысловой подготовки газа (с получением в качестве товарных продуктов газа и нестабильного либо деэтанизированного конденсата), а также модели объектов подготовки нефти (ЦПС) и модели переработке (установок деэтанизации – УДК и стабилизации конденсата УСК). В качестве исходных данных для комплексной модели должны использоваться экспериментальные составы сырьевых потоков (добываемого газа или нефти нефтяных оторочек), свойства компонентов и фракций, входящих в состав флюида (молекулярная масса, плотность, критические параметры), объемы добываемого сырья, параметры промысловой подготовки и переработки, требования к составам и качеству товарной продукции, а также схемы транспорта продукции промыслов и товарной продукции между добывающими и перерабатывающими предприятиями.

Схема комплексной модели подготовки углеводородного сырья в общем виде представлена на рисунке 2.2.

флюид Добываемый

УДК УСК

Рисунок 2.2 – Схема комплексной модели подготовки углеводородного сырья нефтегазоконденсатных месторождений в общем На рисунке 2.2 показано четыре установки подготовки газа (УКПГ), сырьем которых является добываемый газоконденсатный флюид, два нефтяных промысла – ЦПС-1 и ЦПС-2, сырьем которых является добываемая нефть нефтяных оторочек и две установки централизованной подготовки конденсата – УДК (установка деэтанизации конденсата) и УСК (установка стабилизации конденсата). Продукций УКПГ являются товарный газ и нестабильный конденсат (НК). НК со всех промыслов направляется на УДК, продукцией которой является газ деэтанизации (ГД) и деэтанизированный конденсат (ДК), направляющийся на УСК. Помимо ДК на УСК направляется также товарная нефть с нефтяных промыслов (ЦПС-1 и ЦПС-2). Продукцией УСК являются газ стабилизации, широкая фракция легких углеводородов (ШФЛУ) и стабильный конденсат. Стабильный конденсат является сырьем для дальнейшей переработки с получением топлив.

Установки подготовки газа и нефти (УКПГ и ЦПС) осуществляют сепарацию сырья, тогда как установки централизованной подготовки конденсата (УДК и УСК), помимо сепарации, используют процессы ректификации.

добываемого сырья нефтегазоконденсатных месторождений требуется реализация методов расчета процессов сепарации и ректификации. Исходными данными для комплексной модели являются экспериментальные составы сырьевых потоков (добываемого газа или нефти нефтяных оторочек), свойства компонентов и фракций, входящих в состав флюида, объемы добываемого сырья, параметры промысловой и централизованной подготовки газа, конденсата и нефти, требования к составам и качеству товарной продукции, а также схемы транспорта продукции промыслов и товарной продукции между добывающими и перерабатывающими предприятиями. Рассмотрим основные положения метода балансового моделирования, положенные в основу комплексной модели подготовки.

2.2 Основные положения метода балансового моделирования комплексных схем добычи и переработки углеводородного сырья Поскольку для решения задач настоящей работы требуется выполнение преимущественно расчетов балансов подготовки УВС, детальные расчеты оборудования можно заменить распределением компонентов по продуктам подготовки. При этом распределение компонентов, используемое в расчетах, должно соответствовать той технологии, применение которой требуется в решаемой задаче, а результатом расчетов должны являться материальнокомпонентные балансы (МКБ) подготовки УВС, компонентно-фракционные составы (КФС) и основные физико-химические свойства (ФХС) сырья и продуктов. В дальнейшем, такие расчеты будут называться балансовым моделированием.

В работе О.П. Кабанова была установлена функциональная зависимость коэффициентов, определяющих отбор компонентов пластового флюида в продукты подготовки, от температур кипения этих компонентов. Для описания этих коэффициентов был предложен термин «коэффициент отбора компонентов» (КО) [75]. Количественно КО является долей компонента (узкой фракции), переходящей в один из продуктов установки промысловой подготовки (2.1).

где – коэффициент отбора i-го компонента (узкой фракции), поступающего в составе сырья, в k-тый продукт в % масс; – массовый расход i-го компонента (узкой фракции), в k-том продукте в кг/час; – сумма массовых расходов iго компонента (узкой фракции) во всех продуктах в кг/час (эквивалентна сумме массовых расходов i-го компонента в поступающих сырьевых потоках).

Кривая, характеризующая зависимость КО от температур кипения – функция отбора компонентов (ФОК), имеет определенный вид, практически не изменяющийся для одного и того же УКПГ при постоянном составе сырья и технологическом режиме, но меняющийся при изменении режима работы установки или сырья установки (рисунок 2.3). В упоминаемой выше работе [75] предлагалось использовать параметры ФОК в качестве критерия эффективности промысловой технологии. Анализ ФОК показал, что она является балансовой функцией и может использоваться для расчета балансов промысловой подготовки УВС в том случае, если будут определены закономерности ее поведения в зависимости от режима работы оборудования.

(ректификационных колонн, сепараторов). Поскольку основные явления в процессах сепарации и ректификации связаны с фазовыми переходами газжидкость, любой процесс промысловой подготовки можно разделить на узлы, в которых происходят фазовые переходы. Указанные процессы могут быть представлены в виде массообменных элементов - бинарных узлов разделения (УР) в которые входит один поток (сырье) и выходит два потока продукты – легкий и тяжелый. К таким УР можно отнести сепараторы, простые ректификационные колонны, секции сложных ректификационных колонн и даже некоторые схемы, например, газоконденсатного промысла (поскольку на его вход поступает один обобщенный поток добываемого сырья, и выходит два продукта - газ и конденсат). Таким образом, для расчета установок подготовки, необходимо преобразовать их схемы, разделив их на элементарные УР. Узлы разделения при этом являются бинарными, поскольку обладают двумя выходами. Элементами схемы (узлами разделения) при этом могут служить сепараторы, ректификационные колонны, секции ректификационных колонн, а также УКПГ в целом. Так как УР имитируют массообменные процессы в технологических аппаратах или их секциях, с их помощью можно создать балансовую модель любой технологической схемы. В качестве примера, на рисунке 2.4 представлена принципиальная технологическая схема и соответствующая ей балансовая модель установки стабилизации конденсата.

Рисунок 2.4 – Технологическая схема (слева) установки стабилизации Отличием балансовой модели от принципиальной технологической схемы (рисунок 2.4) является использование двух узлов разделения (УР) для описания модели установки. Каждый узел обладает одним входом и двумя выходами, поэтому в результате расчета балансовой модели можно получить характеристики и составы не только конечных продуктов (Газ, ШФЛУ и СК), но и промежуточного потока (газообразный продукт УР 1 – пары).

Исследования [76, 77, 78, 79, 80] показали, что степень наклона ФОК характеризует четкость разделения компонентов, а ее положение относительно оси температур кипения – определяет границу разделения компонентов между газом и жидкостью для УР. Это позволило интерпретировать ФОК с помощью кубических сплайнов [81, 82], а также уравнением сигмоиды [83, 84, 85]. В настоящей работе впервые предложенные О.П. Кабановым функции отбора компонентов предлагается использовать для прогнозных расчетов материальнокомпонентных балансов сепарации и ректификации, происходящих при подготовке добываемого углеводородного сырья НГКМ. Расчет самих ФОК при этом может осуществляться двумя способами – термодинамическим и статистическим. Статистический расчет ФОК (описан в разделе 2.4) предлагается использовать при расчете ректификации (УР 1 на рисунке 2.4), а термодинамический (см. раздел 2.3) – при расчете сепарации (УР 2 на рисунке 2.4).

моделирования комплексных схем подготовки добываемого УВС явлются следующие:

1) разделение процессов промысловой подготовки УВС на бинарные узлы разделения (УР), обладающие одним входом (сырьевой поток) и двумя выходами (газовый и жидкий продукты);

2) каждый узел разделения характеризуется собственной функцией отбора компонентов (ФОК);

3) форма ФОК характеризует эффективность работы узла разделения – степень наклона ФОК характеризует четкость разделения компонентов между газовым и жидким продуктами УР, а положение ФОК относительно оси температур – определяет границу разделения компонентов между продуктами.

Рассмотрим подробнее способы расчета ФОК.

2.3 Термодинамический расчет коэффициентов отбора компонентов для процессов сепарации Исследование ФОК, характерных для разных процессов, показало, что для процесса сепарации расчет ФОК может выполняться с помощью решения уравнения состояния, без использования систем технологического моделирования. При этом, модель установки подготовки газа требуется представить в виде цепочки узлов разделения, соединенных промежуточными потоками. Каждый УР в этом случае моделирует одну ступень сепарации и характеризуется собственными термобарическими параметрами (давлением и температурой). Схема балансовой модели УКПГ с разделением на бинарные узлы разделения представлена на рисунке 2.5.

Добываемый Условные обозначения:

Рисунок 2.5 – Балансовая модель УКПГ на базе бинарных УР Исходные данные для расчета (мольные доли компонентов в паровой и жидкой фазах) вычисляются по уравнению состояния (раздел 1.6).

Выведем уравнение для расчета КО i-го компонента при заданных температуре и давлении (при условии равновесия между паром и жидкостью).

Массовые содержания компонентов в паровой и жидкой фазе находят из уравнений:

где и - массовые доли i-того компонента в паровой и жидкой фазах соответственно; – молекулярная масса i- того компонента; и – мольные доли i- того компонента в паровой и жидкой фазах.

Массу газа и жидкости находят из уравнений:

где и - массовые расходы паровой и жидкой фаз соответственно; и - мольные расходы паровой и жидкой фаз; и – молекулярные массы паровой и жидкой фаз.  Исходя из условия фазового равновесия:

Тогда по определению КО в жидкий продукт сепарации для i-того компонента:

Термодинамический расчет ФОК при сепарации возможен и для неравновесного процесса. Отклонение от равновесного состояния можно учесть, задав унос неравновесной жидкости с газом либо захват газа жидкостью.

Величины уносов в этом случае могут подбираться на основании анализа составов продуктов сепарации по каждому рассчитываемому аппарату (УР) – в случае адаптации модели на фактическое состояние или задаваться на основе экспертной оценки по аналогам (для прогнозных расчетов). Функцию отбора, рассчитанную по приведенному выше методу предлагается называть термодинамической.

Таким образом, в разделе описан термодинамический метод расчета коэффициентов отбора, основанный на решении уравнения состояния и использующий в качестве исходных данных состав сырьевого потока УР и свойства (молекулярная масса, температура кипения, критические параметры) компонентов и узких фракций, его составляющих. Для расчета коэффициентов отбора с применением описанного метода могут применяться как имеющиеся в распоряжении инженера системы технологического моделирования (Gibbs, HYSYS, ГазКондНефть), так и собственные алгоритмы решения уравнения состояния.

2.4 Статистический расчет коэффициентов отбора компонентов для процессов ректификации и многоступенчатых схем подготовки углеводородного сырья Процессы ректификации более сложны, чем сепарация, поскольку в их ходе осуществляется массообмен на нескольких ступенях контакта (ректификационных тарелках) - многократный контакт газовой и жидкой фаз, выделюящихся из сырья на каждой тарелке при различных термобарических условиях. По этой причине, процессы ректификации требуют итерационных методов расчета и значительно большего числа параметров, поэтому описанный выше термодинамический метод расчета для них не подходит.

В разделе 2.2 говорилось о том, что с помощью ФОК можно описывать не только отдельные узлы установки, но и установку в целом (например, УКПГ). Ввиду большого количества аппаратов, входящих в состав УКПГ и работающих при различных термобарических условиях, а также благодаря наличию рецикловых потоков (возвращающихся в аппараты предыдущих ступеней), расчет обобщенной функции отбора для установки в целом также более сложен и требует более подробного моделирования. Для ускорения расчета КО процессов ректификации и установок подготовки в целом может применяться статистический подход.

В рамках статистического подхода коэффициенты отбора компонентов рассчитывают с применением детальной модели установки, созданной в одной из СТМ. Расчет выполняется для нескольких режимов работы установки, характеризующихся различными параметрами. При этом желательно настраивать модель таким образом, чтобы различные режимы обеспечивали изменение выходов или свойств товарных продуктов в требуемых пределах.

Массив ФОК, полученный в результате серии расчетов представляет собой «паспорт установки». Выбирая ФОК, соответствующую тому или иному расчетному режиму, можно имитировать распределение компонентов по продуктам подготовки при работе в соответствующем режиме. Изменяя ФОК с помощью интерполяции в пределах, ограниченных паспортом установки, можно имитировать работу установки на промежуточных режимах. Функцию отбора компонентов при этом предлагается называть статистической.

Исследования показали возможность прогноза ФОК для конкретных УР путем математических преобразований сплайнов, полученных для номинальных и граничных режимов работы оборудования, на основе двух идеализированных процессов – интерполяции и эквидистантного сдвига вдоль оси температур кипения.

Для примера на рисунке 2.6 приведены расчетные ФОК для процесса стабилизации конденсата при пяти различных режимах. Во всех режимах использовалась схема с одной ректификационной колонной (10 теоретических тарелок, флегмовое число 1). Флегмовое число, равное 1, было принято как оптимальное по качеству товарной продукции и энергозатратам для данной установки (при реальных значениях от 0,6 до 1,2). В качестве спецификации задавалось значение давления насыщенных паров (ДНП) по Рейду для СК (в диапазоне от 250 до 500).

Коэффициент отбора компонентов, % масс.

чтобы исключить погрешность аппроксимации ФОК средствами Excel – при малом числе точек график функции строится в Excel недостаточно точно, например возможны «вылеты» графика за границы диапазона (0-100) %, чего не может быть в действительности. Для детализации на основе расчетных КО, соответствующих температурам кипения реальных компонентов и фракций, имеющихся в составе сырья, были рассчитаны (интерполяцией по сплайну) значения КО при температурах, лежащих в диапазоне [-60 : 80] с шагом в градуса.

Из рисунка видно, что ФОК для всех рассчитанных технологических режимов имеют сигмовидный вид и отличаются друг от друга расположением относительно оси температур. Все линии лежат в поле, ограниченном линиями, соответствующими режимам с ДНП 250 мм.рт.ст. (слева) и 500 мм.рт.ст.

(справа). Из этого следует, что, заранее построив массив коэффициентов отбора для интересующих режимов, можно выбирать ФОК для требуемого режима с помощью интерполяции.

В исходном виде (рис. 2.6), сравнение ФОК между собой затруднительно.

Для более точного сравнения ФОК необходимо приведение их к единой системе координат. В нашем случае, функции были приведены к температуре Тк50. Под Тк50 предлагается понимать температуру кипения «ключевого компонента», поровну распределяемого между верхним и нижним продуктами УР. Для приведения ФОК были рассчитаны значения Тк50 для каждой кривой (аппроксимацией функции с помощью полинома), а затем вычислены значения Tki-Tk50 в каждой точке. Результирующий график, на котором исходные расчетные КО приведены в зависимости от приведенных температур кипения (Tki-Tk50), представлен на рисунке 2.7.

Коэффициент отбора компонентов, % масс.

На этом же рисунке показана зависимость температуры кипения ключевого компонента (Тк50) от расчетного ДНП по Рейду СК. Из рисунка 2.7 видно, что форма кривых остается сигмовидной, меняется лишь их наклон, при этом все кривые проходят через одну точку с координатами (0;50). Таким образом, найденное решение для сравнения ФОК более наглядно и позволяет эффективнее анализировать ФОК, полученные для разных режимов (или процессов).

Линия «сигмоида» на рисунке 2.7 показывает график сигма-функции с коэффициентами, подобранными таким образом, чтобы расчетные КО занимали промежуточное положение между остальными приведенными на графике расчетными ФОК.

Из вышесказанного следует, что, изменяя вид кривых (с помощью эквидистантного сдвига и наклона), можно подбирать такой вид функции, который будет соответствовать требуемому режиму работы УР - смещая кривую относительно оси температур, можно имитировать изменение технологического режима моделируемого процесса, а использование кубического сплайна дает возможность реализовать это в модели. Например, при моделировании процесса стабилизации конденсата, можно найти такое положение кривой, при котором имитируемый режим ректификации будет обеспечивать состав стабильного конденсата, соответствующий требованиям к его качеству, обычно – давлению насыщенных паров (ДНП) по Рейду.

На описанных выше закономерностях базируется положенный в основу КМ, предлагаемый новый метод расчета балансов и составов продукции промысловой подготовки с применением ФОК. С использованием такого подхода реализуется балансовая модель процесса, позволяющая увязать материально-компонентный баланс технологического объекта, составы и качество сырья и получаемых продуктов.

Функции отбора компонентов (ФОК) получены для основных процессов подготовки углеводородного сырья при различных (в том числе граничных) условиях их эксплуатации. С использованием ФОК и на основе их математической интерпретации модифицированными кубическими сплайнами для выполнен их пр цель масс сообменн аппар добы ываемого сырья на месторожде выд деляемые на пром стаб билизации конденс ФОК для прогноз подг готовки.

УСК за один год пред Табли 2.1 - Сравнени расчет Откл лонение ("факкт"-модель) -0,0 -0,5 -0, Отно осительное оттклонение, % -0,0 -0,9 -0, коэф ффициент отбор исполь объе емы прод для различных режимов работы установок. Отличие приведенного метода расчета материального баланса ректификации от традиционных, применяемых в системах Gibbs, HYSYS, ГазКондНефть, заключается в том, что в предлагаемом методе заранее рассчитывается массив «паспортных» ФОК, соответствующих различным режимам работы установки, а затем из заранее рассчитанного массива ФОК выбирается функция, отвечающая заданным требованиям (по расходу или свойству товарного продукта). Отклонение расчетных выходов продукции Сургутской УСК, полученных с применением статистического метода в сравнении с производственными данными не превысило 5%.

2.5 Реализация комплексной модели промысловой подготовки углеводородного сырья Комплексная модель (далее – КМ) реализована в Microsoft Excel с использованием специально созданных программ, написанных на Borland Delphi и встроенном в Microsoft Office компиляторе Visual Basic for Applications. КМ включает модели объектов, входящих в систему ОАО «Газпром» - модели нефтяных и газоконденсатных промыслов, модели последней ступени подготовки конденсата в составе заводов. Исходные данные для расчетов приведены в разделе 2.1.

Расчеты свойств сырьевых потоков и товарной продукции основаны на хорошо известных корреляциях, связывающих компонентно-фракционные составы и свойства компонентов и узких фракций с физико-химическими характеристиками и показателями качества потоков. Используемые в КМ методы и алгоритмы расчетов свойств флюидов (молекулярная масса потока, потенциальное содержание углеводородов С5+, плотность газовых и жидких потоков, точка росы газа по углеводородам, давление насыщенных паров по Рейду и т.д.) обобщены в работе [32].

КМ предназначена для расчета материально-компонентных балансов промыслов, заводов по переработке газа и конденсата, компонентнофракционных составов и физико-химических характеристик (показателей качества) добываемого сырья, промежуточных потоков и товарных продуктов нескольких промыслов и централизованных установок подготовки конденсата, объединенных в единую технологическую цепочку.

КМ может использоваться для:

ретроспективных (детальный мониторинг и анализ) и прогнозных (проектирование, текущее и перспективное планирование) расчетов промыслов, заводов и конденсатопроводов, определения оптимальных режимов работы, балансов и качества продукции технологических объектов, включенных в КМ (например, температура, давление, содержание легких газовых компонентов в конденсате – для промысловых установок, требования к объемам поставки и качеству сырья, ограничения по выработке и качеству промежуточных и товарных продуктов переработки – для заводов), определения влияния составов и объемов сырьевых потоков с новых месторождений, на составы продукции и загрузку и балансы заводов, определения темпов отбора скважинной продукции с целью оптимизации загрузки схемы транспорта и переработки УВС.

Все расчеты материально-компонентных балансов установок, выполняемые в КМ, основаны на использовании ретроспективных (статистика измерений параметров, данные аналитического контроля потоков и результаты специальных исследований) и (или) проектных показателей технологических объектов и потоков от добываемого УВС до товарной продукции. Объем флюидов (добываемых и получаемых при переработке) в КМ представлен в массовых единицах (тоннах, тысячах тонн) - для жидких продуктов и в объемных единицах (кубометрах, тысячах кубометров) при стандартных условиях - для газообразных продуктов.

В комплексной модели добычи, транспорта и переработки ОАО «Газпром» в Западной Сибири все шаблоны настроены на действующую систему месторождений и установок подготовки конденсата (включая централизованные установки, а также установки, расположенные на отдельных промыслах). Поэтому подробное описание моделей не приводится. Описанные шаблоны можно использовать и в других системах добывающих и перерабатывающих предприятий после перенастройки в соответствии с требуемой схемой.

В главе 1 были указаны причины, по которым использование широко распространенных СТМ для выполнения многопериодных и многовариантных расчетов сложных систем промысловых объектов не всегда удобно. В результате, для создания комплексной модели требовалось создание специального программного аппарата. За среду реализации комплексной модели был использован табличный редактор Microsoft Excel. Такой выбор обусловлен широким распространением Excel в проектных институтах, удобством ввода и вывода массивов числовых значений (составы и свойства сырья и продуктов промысловой подготовки, технологические параметры работы УКПГ), наличием множества встроенных статистических и математических функций обработки данных, наличием встроенного языка программирования – Visual Basic for Applications. В процессе работы над созданием КМ оказалось, что имеющихся функций Excel недостаточно для реализации требуемого функционала, для решения этой проблемы ряд расчетных алгоритмов был разработан и реализован в CodeGear с последующей компиляцией в виде динамически подключаемой библиотеки (Dynamic linked library – dll). Таким образом, часть расчетов, используемых в КМ, выполняется не внутри Excel, а с помощью вызова соответствующих алгоритмов из dll.

Следует отметить, что в работе над созданием инструментария принимал участие коллектив разработчиков (сотрудники лаборатории добычи и переработки углеводородного сырья ООО «ТюменНИИгипрогаз»), поэтому далее будет приведено описание лишь тех фрагментов инструментария, в создании которых принимал непосредственное участие автор настоящей работы.

Для удобства использования созданный инструментарий оформлен в виде специального пакета унифицированных процедур и форм с применением встроенного в Microsoft Office компилятора макроязыка Visual Basic for Applications. Под процедурой в данном случае понимается программа, созданная с применением компилятора макроязыка Visual Basic for Applications.

Форма – элемент программы, служащий для ввода данных (настроек программы). Модуль – набор процедур, сгруппированных по назначению. Для облегчения работы по моделированию (тиражированию моделей) процедуры расположены в книге Excel в разных модулях с унифицированными названиями в зависимости от назначения.

Процедуры и соответствующие им макрокоманды подразделяются на следующие группы:

- копирование массивов формул и чисел;

- интерполяция составов и свойств потоков по заданному значению ключевого показателя (свойства);

- итерационный подбор параметров (с помощью соответствующего приложения электронных таблиц Microsoft Excel) для расчета материальнокомпонентных балансов (МКБ), удовлетворяющего условию схождения расчетной характеристики одного из продуктов заданному значению;

- итерационный подбор параметров (с помощью специального разработанного авторами алгоритма) для расчета МКБ, удовлетворяющего условию схождения расчетной характеристики одного из продуктов заданному значению;

- итерационный подбор одновременно двух параметров (с помощью соответствующего приложения электронных таблиц Microsoft Excel) для расчета МКБ, удовлетворяющего условию схождения двух расчетных характеристик продуктов заданным значениям;

- итерационный подбор одновременно двух или более параметров (с помощью специального разработанного авторами алгоритма) для расчета МКБ, удовлетворяющего условию схождения двух или более расчетных характеристик продуктов их заданным значениям;

- вспомогательные процедуры;

- выполнение списка сгенерированных процедур перечисленных выше типов для осуществления автоматических расчетов МКБ отдельных узлов и комплексных схем.

Таким образом, в разделе приведено назначение комплексной модели, направления ее применения, а также описаны средства реализации КМ, включающие алгоритмы и методы расчета свойств потоков, а также перечень вспомогательных процедур, обеспечивающих требуемый функционал.

Рассмотрим метод прогноза составов пластовых флюидов в динамике разработки месторождений, используемый в комплексной модели.

2.6 Метод прогноза компонентно-фракционных составов пластовых флюидов на основе зависимостей изменения концентраций компонентов добываемого флюида от пластового давления, полученных по результатам обработки PVT-экспериментов 2.6.1 Получение исходных составов пластовых флюидов для прогнозных расчетов Основой для прогноза динамики изменения КФС пластового флюида ГКМ являются данные о составе начального пластового флюида. Проблема заключается в том, что большинство месторождений Западной Сибири начали разрабатываться задолго до внедрения в практику методик получения детальных компонентно-фракционных составов пластового газа в лабораторных условиях. В результате, достоверная информация о КФС пластового газа на момент начала разработки, по таким месторождениям отсутствует. В этом случае, требуется узнать КФС добываемого в настоящее время газа. Но и тут имеются проблемы. Дело в том, что исследования составов добываемого газоконденсатного флюида выполняются нерегулярно – в лучшем случае, один-два раза в год и проводятся для некоторых скважин. Скважины в момент отбора проб могут работать в режиме, отличном от среднего за тот период, на который будет выполняться прогноз. Полученная таким образом информация не позволяет получить представление о составе газа на входе УКПГ – так как на УКПГ приходит газ с многочисленных скважин, состав по которым может различаться (скважины дренируют разные объекты разработки). Таким образом, для достоверного прогноза выходов и КФС продуктов промысловой подготовки требуется знать состав флюида на самом входе УКПГ, а не на устье определенной скважины. Для расчета КФС добываемого газа на входе УКПГ была разработана методика расчетнотехнологического мониторинга промысловой подготовки УВС.

На первом этапе работы была отобрана наиболее достоверная информация для моделирования промысловой подготовки добываемого углеводородного сырья – полученные в ходе расчетно-технологического мониторинга «текущие» экспериментальные КФС товарных продуктов промысловой подготовки УВС с месторождений – газовых конденсатов, формирующих сырьевую базу централизованных установок подготовки конденсата, а также параметры промысловой обработки УВС (температура и давление по ступеням сепарации).

Далее было необходимо перейти от состава товарного продукта промысла к составу добываемого флюида, поступающего на промысел. Для этого применялась описанная ниже следующая схема восстановления КФС добываемых флюидов на основе КФС товарных продуктов промысла. При этом использовались ФОК, рассчитываемые для каждого из расчетных периодов, на основе технологической модели промысла, созданной в системе технологического моделирования. В качестве СТМ использовался Aspen HYSYS (продукт компании AspenTech), обеспечивающий удобное взаимодействие с электронными таблицами Microsoft Excel посредством встроенного языка программирования – Visual Basic for Applications.

Таким образом, модель для восстановления КФС добываемых флюидов представляет собой сочетание модели, созданной в системе технологического моделирования и книги Microsoft Excel, включающей в себя все необходимые макросы для взаимодействия с СТМ. Схема восстановления КФС добываемых промысловой подготовки выглядит следующим образом. Сначала создается и адаптируется на основе фактических данных (термобарические параметры, моделирования. По ней с использованием полученного ранее (при выполнении предыдущих работ) КФС добываемого флюида проводился базовый расчет материально-компонентного баланса (МКБ) промысловой подготовки. Данный расчет позволяет получить функцию отбора компонентов, увязанную с актуальными технологическими параметрами работы промысла.

Для установки подготовки газа справедливо следующее уравнение материального баланса:

в товарном газе, кг.

Тогда вид уравнения (2.7) для установки подготовки газа примет следующий вид (2.9):

где K iНК - коэффициент отбора i-того компонента в нестабильный конденсат.

Для определения состава товарного газа УКПГ при известном составе НК и коэффициентах отбора выполним следующие преобразования.

материального баланса УКПГ (2.8), получим уравнение (2.10):

Из уравнений 2.9 и 2.10 следует:

и подставим в уравнение 2.12:

Для расчетов задавались текущими отборами газа и нестабильного конденсата по месторождению (при расчетах в данной работе использовались отборы нестабильного конденсата и газа сепарации из показателей разработки).

После этого, умножением массы НК на содержания компонентов в нем нестабильного конденсата. Далее, по формуле (2.14), вычислялись массы компонентов товарного газа Giгаз. Затем по массам компонентов товарного газа и НК рекомбинировались массы компонентов и КФС добываемого на промысле газоконденсатного флюида, которые передавались в СТМ. Результатом расчета модели в СТМ являются составы продуктов промысловой подготовки, увязанные с установленными в модели технологическими параметрами. В случае отклонения состава нестабильного конденсата и его удельного выхода использованием полученного на последнем шаге расчетного состава газа и экспериментального состава нестабильного конденсата до достижения заданной точности схождения удельного выхода НК. Схема передачи данных между расчетными элементами представлена на рисунке 2.9.

ФОК ФОК

Рисунок 2.9 – Схема передачи данных между расчетными элементами в В том случае, когда после нескольких вышеописанных итераций необходимой сходимости не достигается (что является следствием некоторого несоответствия отобранной для исследования пробы НК среднегодовым режимным параметрам промысла), последующие рекомбинации добываемого флюида проводились уже по составам НК и газа, рассчитанным на предыдущей итерации. В этом случае используемый для рекомбинации состав НК базируется на экспериментальном составе (сформировавшем расчетный состав на предыдущих итерациях), но который при этом синхронизирован по содержанию легких компонентов со среднегодовыми режимными параметрами промысловой подготовки.

В результате вышеизложенных итерационных расчетов подбирается среднегодовым режимным параметрам промысловой подготовки добываемого флюида.

Таким образом, в данном разделе описан расчетный метод получения состава пластового флюида на входе УКПГ на основе экспериментальных данных о составе нестабильного конденсата, получаемого на промысле, расчетного состава товарного газа для рекомбинации пластового флюида и согласованностью результатов расчета с фактическими параметрами работы оборудования на УКПГ (давление и температура по ступеням сепарации).

Общепринятая для прогнозов составов добываемых газоконденсатных флюидов модель дифференциальной конденсации дает весьма некорректные результаты, характеризующиеся резко облегченными составами добываемых флюидов в динамике разработки месторождений (см. раздел 1.11).

Поэтому в 2011 г. автором в коллективе с Касперовичем А.Г. и Омельченко О.А. была разработана и использована при прогнозировании добываемого флюида от пластового давления, полученных по результатам обработки PVT-экспериментов.

В качестве исходных данных для расчета прогнозных составов добываемых газоконденсатных флюидов были взяты массивы КФС пластовых флюидов в зависимости от давления, полученные по результатам PVTэкспериментов. Для прогноза изменения составов валанжинских пластовых флюидов использовался массив экспериментальных составов Юрхаровского месторождения (представляющихся наиболее достоверными), для прогноза ачимовского пластового флюида с УКПГ-31 Уренгойского НГКМ.

Для исходных массивов КФС были рассчитаны «коэффициенты изменения концентраций» для каждого шага изменения давления и по каждому компоненту - это отношение концентрации компонента в КФС, полученном при текущем давлении к концентрации этого компонента в начальном составе (2.15):

где Киi.j – коэффициент изменения концентраций i-го компонента на j-том шаге (безразмерная величина); i – номер компонента (фракции); j – текущий шаг изменения давления; Ci,j – концентрация i-го компонента на j-том шаге; Сi, – концентрация i-го компонента в начальном составе пластового флюида.

Наличие зависимости коэффициентов изменения концентраций от отношения текущего давления к давлению насыщения начального пластового флюида ( ) определено в результате анализа экспериментальных данных, полученных в результате PVT-исследований. Вид зависимости коэффициентов изменения концентрации от температуры кипения компонентов и фракций а от - на рисунках 2.11, 2.12 (линии соответствуют компонентам и фракциям).

Полученные массивы выстраивались в порядке убывания отношения текущего пластового давления на данном шаге к давлению насыщения начального пластового флюида для используемого аналога.

Затем задавался принятый для прогнозных расчетов КФС пластового флюида, восстановленный при расчетно-технологическом мониторинге, после чего по формуле (2.16) вычислялся начальный пластовый флюид.

где Ciнач - концентрация i-го компонента в начальном пластовом флюиде; Ciтек концентрация i-го компонента в текущем, восстановленном в результате коэффициент изменения концентрации i-го компонента на j-том шаге изменения пластового давления.

Коэффициент изменения концентрации Коэффициент изменения концентрации Коэффициент изменения концентрации прогнозные составы добываемых пластовых флюидов составов пластовых флюидов в динамике разработки месторождения на основе экспериментальных данных о результатах PVT-экспериментов.

комплексной модели информация по составам добываемого углеводородного сырья со всех, входящих в систему, месторождений в динамике разработки.

являться составы стабильного конденсата и широкой фракции легких углеводородов, информация о составах сырья должна быть достаточно подробной. Наиболее хорошо поставленным задачам удовлетворяет компонентно-фракционная форма представления состава – когда индивидуальные углеводороды с содержанием углеродных атомов до пяти представлены отдельно, а более высококипящие – объединяются в узкие фракции. В ООО «ТюменНИИгипрогаз» достаточно давно (с 1996 года) ведется работа по определению компонентно-фракционных составов (далее – КФС) добываемых флюидов и в настоящее время создана уникальная по объему и качеству база данных по экспериментально определенным компонентнофракционным составам добываемого сырья (всех эксплуатируемых и многих готовящихся к эксплуатации месторождений) и продуктов его промысловой подготовки и переработки. Методики определения КФС газоконденсатных месторождений стандартизованы [30, 31], имеют свои особенности и достаточно подробно описаны в литературе, в частности, в учебном пособии [32].

Известной особенностью газоконденсатных месторождений является изменение состава добываемого флюида в процессе разработки – состав добываемого флюида «облегчается» по мере снижения пластового давления до достижения так называемого «давления начала конденсации». Для того, чтобы определить составы добываемого флюида газоконденсатного месторождения в динамике разработки, требуется расчет по так называемой методике «дифференциальной конденсации». Методика таких расчетов описана во многих работах, в том числе, в работе [63]. Расчет представляет собой итерационный цикл с определением составов отбираемого и остающегося в пласте флюида на каждом шаге снижения давления (начинается расчет от пластового давления). Шаг изменения пластового давления в процессе расчета дифференциальной конденсации задается таким, чтобы получить достаточно подробный массив составов добываемых флюидов в динамике изменения отборов и пластового давления. В результате расчета получается массив КФС добываемого флюида, привязанный к расчетной динамике изменения пластового давления (изменяющейся монотонно с постоянным шагом). Кроме составов добываемой смеси в результате физического и математического моделирования процесса дифференциальной конденсации получают величину давления начала конденсации, прогнозные данные о динамике выпадения и последующего испарения жидкой фазы в пласте при снижении давления, свойствах добываемой смеси, коэффициентах конденсато- и компонентоотдачи.

Проектная динамика изменения пластового давления меняется для разных вариантов разработки, и поэтому, как правило, отличается от расчетной по модели дифференциальной конденсации. В практике моделирования пластовых флюидов нередки случаи, когда показатели разработки изменяются в процессе проектирования и эксплуатации (появляются новые варианты, уточняются старые) – в этом случае требуется пересчет КФС на новую динамику изменения пластового давления. Поэтому чтобы не пересчитывать дифференциальную конденсацию под каждый вариант разработки, для приведения расчетных КФС к давлениям, соответствующим проектным показателям, используется процедура интерполяции. Фактическая динамика изменения пластового давления также естественно не совпадает с рассчитанной по дифференциальной конденсации. И в этом случае для сокращения затрат времени на процедуру расчета дифференциальной конденсации, можно с достаточной степенью достоверности, осуществлять пересчет в этом случае также с помощью интерполяции.

Во входящих в состав КМ моделях пластовых флюидов, составы «привязаны» не к динамике изменения пластового давления, а к проектной динамике изменения потенциального содержания компонентов С5+ в добываемом газе. Такой подход объясняется значительными отличиями представления составов пластовых флюидов в моделях разработки и моделях технологических объектов.

Для действующих месторождений при выполнении ретроспективных расчетов требуется увязка КФС добываемого флюида и технологическим балансом промысла, для чего в КМ реализована процедура уточнения потенциала С5+, необходимость которой вызвана несовершенством используемых при контроле за разработкой методов определения содержания углеводородов С5+ в добываемом УВС [83]. Для этого сначала рассчитывается сепарация при условиях промысла (температура и давление на входе УКПГ), затем полученные газ и конденсат смешиваются в разных соотношениях.

Подбирается такое соотношение газа и жидкости в результирующем (рекомбинированном) сырьевом потоке, чтобы рассчитанные для этого состава по модели объемы товарного газа и конденсата промысла были равны (с заданной точностью) фактически измеренным. В результате этого уточняется КФС добываемого сырья и потенциальное содержание в нем компонентов С5+ получается новый (рекомбинированный) состав флюида с заданным потенциалом С5+, увязанным с технологическим балансом промысла.

Таким образом, в моделях добываемых флюидов КМ выполняются следующие действия:

1) Уточнение исходного пластового состава (по данным лабораторных исследований;

добываемом флюиде по технологическим параметрам и показателям эксплуатации промысла;

3) Расчет дифференциальной конденсации с получением массива КФС, привязанного к расчетной динамике изменения пластового давления (одинаковый шаг);

4) Интерполяция массива КФС для привязки к проектной динамике изменения пластового давления.

2.8 Модели установок промысловой подготовки скважинной продукции В КМ используются следующие модели промысловой подготовки продукции скважин:

1) Модели газоконденсатных промыслов - ГКП-НК (газоконденсатный промысел с получением НК нестабильного конденсата) - реализованы коллективом специалистов при участии автора для ГКП Уренгойского, Ен-Яхинского, Ямбургского и Заполярного месторождений, деэтанизированного конденсата) – реализован коллективом специалистов при участии автора для Западно-Таркосалинского месторождения;

2) Модели нефтяных промыслов (или ЦПС – центральный пункт сбора) – реализованы коллективом специалистов при участии автора для Уренгойского месторождения.

Все перечисленные выше модели созданы в двух вариантах:

1) Модели промыслов, использующие для расчета СТМ. При этом исходные данные и результаты расчетов хранятся и обрабатываются в Excel с применением прикладного инструментария, 2) Модели промыслов, весь расчет которых выполняется средствами Excel и прикладного инструментария (макросы, внешняя библиотека dll).

В первом случае расчеты установки подготовки выполняются в СТМ, а исходные данные в СТМ загружаются из Excel. Результаты расчетов при этом также выгружаются в Excel, где дополнительно обрабатываются – рассчитываются материальные балансы и свойства продуктов. При этом в СТМ заранее создается и адаптируется модель установки промысловой подготовки, затем исходные данные для расчетов (составы и объемы сырья) загружаются в Excel, откуда с помощью заранее созданных подпрограмм осуществляется передача данных в СТМ и затем результатов расчетов – обратно в Excel. В случае многопериодных расчетов использование Excel как промежуточного звена позволяет оперировать с массивами составов, загружая их в СТМ по очереди. Это позволяет реализовывать многопериодные многовариантные расчеты в тех СТМ, которые не приспособлены к ним изначально. Схема передачи данных для описанного расчета представлена на рисунке 2.13.

Во втором случае (рис. 2.14) заранее рассчитываются массивы ФОК для требуемых режимов работы моделируемых установок (с применением СТМ), а выбор ФОК и расчет материально-компонентных балансов подготовки, компонентно-фракционных составов и свойств продуктов осуществляется средствами Excel и прикладного инструментария. Метод такого расчета предлагается назвать «экспресс-методом», поскольку при этом не производится полный термодинамический расчет модели в СТМ, а расчет заключается в подборе ФОК, удовлетворяющей условию (свойство или выход продукта) с помощью математического преобразования.

Исходными данными для моделирования промысловой подготовки УВС газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений являются составы добываемых флюидов (способы их моделирования были описаны выше), объемы добываемого газа и нефти, а также функции отбора компонентов (ФОК).

Необходимо знать, по какой технологии (обычная низкотемпературная сепарация или низкотемпературная сепарация с ректификацией, с получением деэтанизированного конденсата) происходит подготовка УВС на моделируемом промысле. Если составы и объемы добываемых флюидов уже имеются в КМ на этом этапе моделирования, то ФОК необходимо предварительно рассчитать в какой-либо системе технологического моделирования, либо определить по результатам промысловых исследований.

Содержание компонентов и 10-ти градусных фракций, необходимо «адаптировать» модель установки по фактическим данным – то есть, настроить, регулируя имеющиеся параметры (например, унос жидкости из сепаратора), так, чтобы полученные в результате расчета материальные балансы и составы продуктов оказались близки с фактическими. После такой настройки модели, расчетные ФОК для установки можно использовать в КМ.

После ввода полученных ФОК, пользователь задает параметры (например, сумма углеводородов С5+ высшие в газе сепарации или сумма компонентов С1, С2 в деэтанизированном конденсате) и запускает расчет.

Программа итерационно перемещает заданную ФОК вдоль оси температур кипения компонентов, рассчитывая на каждом шаге выбранное свойство продукта (сумма углеводородов С5+ высшие в газе сепарации или сумма компонентов С1, С2 в деэтанизированном конденсате) до тех пор, пока значение этого свойства не удовлетворит условию.

Шаблон для расчета устроен таким образом, что можно задать сразу две ФОК, характерные для граничных режимов работы установки (например, с минимальной и максимальной эффективностью). При расчете пользователь сможет оперативно изменять ФОК в зависимости от требований. Существует и режим одновременного использования двух ФОК – режим «интерполяции». Он используется в том случае, если необходимо смоделировать некий промежуточный режим, с произвольной эффективностью – тогда пользователь выбирает в меню пункт «интерполяция», задает требования к продуктам промысловой подготовки и запускает расчет. Программа подберет новую ФОК, удовлетворяющую заданным условиям, с помощью интерполяции между значениями ФОК двух введенных ранее граничных функций.

Для расчета модели промысловой подготовки без изменения режима ее работы (в том же режиме, в котором была получена ФОК), существует режим «возврат». В этом режиме не происходит сдвига ФОК относительно оси температур кипения компонентов, а выполняется расчет составов и свойств продукции по исходной, выбранной для расчета ФОК.

При проведении массовых расчетов на модели установки промысловой подготовки УВС (например, при прогнозном расчете материальнокомпонентных балансов промысловой подготовки УВС на весь период разработки месторождения по среднегодовым, прогнозным данным) недостаточно просто сдвигать ФОК относительно оси температур кипения компонентов. При любом изменении технологической схемы установки ФОК нужно пересчитывать, так как изменяется ее наклон. Например, при падении пластового давления до определенного значения, для нормальной эксплуатации газоконденсатного месторождения, требуется ввод дожимной компрессорной станции на установке комплексной подготовки газа. ФОК для установки подготовки газа до и после ввода ДКС будут иметь различный наклон. ФОК для установки, работающей с разным давлением на входе, также имеют различия. В этом случае может потребоваться ввод собственной ФОК для каждого года разработки. В расчетном шаблоне предусмотрена такая возможность, для этого даже не требуется предварительно рассчитывать ФОК в системах технологического моделирования для каждого года разработки – достаточно лишь просчитать несколько ключевых лет (те годы, когда происходит изменение технологической схемы или когда начинается ретроградная конденсация). Подпрограмма, встроенная в шаблон, позволяет получить данные для промежуточных лет с помощью интерполяции.

Похожая ситуация складывается и с требованиями к продукции промысла. Например, расчет ключевых лет в системе технологического моделирования показал, что свойства продуктов промысловой подготовки (например, содержание компонентов С5+ высшие в товарном газе) изменяются по годам. Рассчитанные значения свойств продуктов для ключевых лет требуется ввести в шаблон и рассчитать с помощью специального макроса оставшиеся значения – таким образом, получится массив значений для всего расчетного периода разработки месторождения.

подготовки оснащены массивами типовых ФОК, рассчитанных для различных режимов и параметров расчета. Таким образом, при расчете новой установки можно подобрать параметры из имеющейся в шаблоне базы, не проводя дополнительных расчетов в системах технологического моделирования.

Фрагмент листа рабочей книги Excel с моделью установки комплексной подготовки газа по технологии низкотемпературной сепарации представлен на рисунке 2.15.

A B C D E F G

Материально-компонентный баланс промысловой подготовки по схеме НТС 5 Установки характеристик потоков:

12 Расчетные характеристики потоков:

15 Упругость паров, ата 21 Компонентно-фракционные составы потоков, %масс.:

Рисунок 2.15 – Фрагмент рабочей книги Excel с моделью установки Исходными данными для расчета модели установки подготовки газа в КМ являются следующие параметры:

1) компонентно-фракционные составы добываемого флюида в динамике разработки;

2) заранее рассчитанные с применением систем технологического моделирования граничные ФОК для установки;

3) режим расчета (по одной из введенных ФОК с подбором какого-то свойства продукта, по одной из выбранных ФОК без подбора свойств или в режиме интерполяции между двумя заданными ФОК с подбором заданного свойства продукта);

4) требования к продуктам установки – НК, ДК, СК, ШФЛУ или газу сепарации.

По окончании расчета результаты (составы и свойства продуктов промысловой подготовки) передаются в специальные листы книги Excel c моделью установки, а также в другие связанные книги Excel, в зависимости от направления использования продуктов.

Модели нефтяных промыслов, включенные в КМ, основаны на вышеизложенных принципах, но имеют некоторые особенности. Модель нефтяного промысла в КМ состоит из трех последовательно соединенных моделей установок – УПСН (установка предварительной сепарации нефти), УПН (установка подготовки нефти) и КСУ (концевая сепарационная установка). Схема модели нефтяного промысла представлена на рисунке 2.16.

Рисунок 2.16 – Схема модели нефтяного промысла, включенной в Как видно из рисунка, флюид поступает на подготовку двумя потоками – высоконапорным (ВН-флюид) и низконапорным (НН-флюид), первый – заходит на УПСН, а второй – смешивается с высоконапорной нефтью (продукцией УПСН) и поступает на УПН. На УПН нефть сепарируется в две ступени, полученная при этом деэтанизированная нефть поступает на КСУ, где дополнительно разгазируется до товарного состояния (ДНП по Рейду – не выше 500 мм. рт. ст.). При такой схеме образуются попутные нефтяные газы (ПНГ) высокого и низкого давления, а также газ сепарации с КСУ. Описанная схема характерна для месторождений с раздельным сбором высоко- и низконапорной продукции. Высоко- и низконапорный флюиды моделируются следующим образом:

1) определяют начальный состав пластовой нефти (лабораторные исследования);

2) задаются составом газоконденсатного флюида;

3) задаются значениями газового фактора для каждого года из моделируемого периода разработки для обоих (низко- и высоконапорного) флюидов – из показателей разработки месторождения;

соотношении, чтобы газовый фактор смеси оказался равен заданному для каждого года разработки месторождения из моделируемого периода.

В КМ процесс подбора соотношения газоконденсатного и нефтяного флюида с получением нового флюида с заданным газовым фактором автоматизирован. Такой процесс имитирует постепенное изменение состава добываемого флюида нефтяного месторождения, вызываемое прорывным газом из газовой шапки.

Смоделированные компонентно-фракционные составы низконапорного и высоконапорного нефтегазоконденсатных флюидов передаются в модели установок (представляющие, как было сказано выше, отдельные листы в одной книге Microsoft Excel). Расчет выполняется по описанной выше методике с использованием предварительно рассчитанных ФОК. Параметрами расчета (требованиями к продуктам) при моделировании нефтяного промысла в КМ являются:

- для УПСН – упругость паров ВН-нефти, - для УПН – упругость паров нефти первой и второй ступеней сепарации, - для КСУ – ДНП товарной нефти.

2.9 Модели установок централизованной подготовки конденсата к транспорту транспорту (ЦПК) организованы, в целом, аналогично моделям установок подготовки на промысле, описанным в разделе 2.8. То есть, принцип расчета с применением ФОК, сохраняется и в моделях централизованных установок.

Отличием является то, что в моделях централизованных установок выполняется расчет деэтанизации и стабилизации конденсата (с применением централизованных установок подготовки является смесь нестабильных либо деэтанизированных конденсатов, поступающих с разных промыслов и перед выполнением непосредственно расчета централизованных установок требуется рассчитать состав и объем сырья на входе. Эти функции выполняет диспетчер распределения сырьевых потоков. В этот модуль (книгу Excel) собираются расчетные данные об объемах потоков жидких углеводородов (НК с УКПГ и товарной нефти с ЦПС), поступающих на централизованные установки подготовки конденсата. Затем, на основе заранее рассчитанных в моделях установок промысловой подготовки КФС жидких УВ, а также данных об их покомпонентным сложением масс потоков сырья, поступающего с разных объектов. Кроме того, требуется рассчитать свойства смешанных фракций, поскольку на ЦПК приходит сырье разных объектов с разными свойствами компонентов и фракций. Расчет свойств смешанных фракций в модели выполняется аналогично расчету свойств потоков, когда для опредеелния свойства потока, используются свойства индивидуальных компонентов и фракций, но вместо свойств разных компонентов одного потока, в этом случае используются свойства одного и того же компонента в разных потоках.

представлена на рисунке 2.17. Расчет объемов и составов продукции установки ЦПК рассчитывается на основе математического преобразования типовых ФОК (процессов деэтанизации и стабилизации) для достижения заданного условия.

Поскольку требования к продуктам установки определены соответствующими стандартами (ГОСТ Р 54389-2011 – для СК), при расчете балансов ЦПК задаются следующие ограничения:

Рисунок 2.17 – Принципиальная схема установки ЦПК с разделением на 1) cодержание компонентов С1-С2 в ДК не должно превышать заданное (обычно 0.8% масс.), 2) ДНП по Рейду СК не должно превышать заданное (500 мм.рт.ст. – для товарного продукта, может быть меньше для СК, отправляемого на переработку), 3) содержание компонентов С1-С2 в широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ) не должно превышать заданное значение – не более 3 или 5 % масс. в зависимости от марки (ТУ 38.101524-93). При получении СПБТ содержание пропана (не менее 75% масс. по ГОСТ 20448-90).

2.10 Алгоритм решения задач мониторинга и прогноза с применением комплексной модели При анализе разработки ГКМ (мониторинге разработки) требуется определение фактических показателей разработки, соответствия уровней отборов газа и конденсата проектным значениям, в случае отклонения от проектных значений - установление их причин и выработка решений для таких случаев, а также актуализация исходных данных для последующих прогнозных расчетов в проектах разработки. При этом объем исходных данных обычно ограничивается результатами текущих газоконденсатных и промысловых исследований. Применение КМ для этой задачи позволяет значительно расширить объем информации. Алгоритм работы с КМ в этом случае следующий:

1) на основе имеющихся данных о КФС и объеме добываемого флюида, поступающего на промысел, создается и адаптируется модель установки промысловой подготовки в СТМ, 2) с использованием актуального КФС НК, вырабатываемого на промысле (полученного в результате лабораторного исследования), а также настроенной модели в СТМ, уточняется состав совокупного добываемого флюида, поступающего на промысел (по методике, приведенной в разделе 2.6.1), фактическими составами за предыдущие периоды времени (в том числе по потенциальному содержанию углеводородов С5+), а также с актуальным проектом разработки.

Результаты расчетов по описанному алгоритму оказываются увязаны с технологическими параметрами работы установки подготовки и могут быть использованы для анализа разработки месторождения. При этом в качестве причин расхождения фактических и проектных данных могут учитываться и параметры работы УКПГ.

Алгоритм работы с комплексной моделью в случае решения прогнозных задач для проектов разработки месторождений представлен на рисунке 2.18.

Плановые объемы товарного газа, составы добываемого Рисунок 2.18 – Алгоритм комплексных расчетов балансов промысловой Последовательность действий при решении задач прогноза выходов и составов продукции промысловой подготовки следующая:

1) задают плановые объемы товарного газа и составы добываемого УВС, поступающего на подготовку, 2) выполняются расчеты балансов и составов продукции промысловой подготовки УВС на месторождениях, направлениям реализации (на установки ЦПК), 4) рассчитываются объемы и составы сырьевых потоков установок ЦПК, 5) объемы и показатели качества сырьевых потоков установок ЦПК установок ЦПК, требования к составам сырья), в случае наличия отклонений, происходит возврат к пункту 3, при этом определяются требований, производится расчет установок ЦПК с определением составов и объемов продукции, 6) завершение расчета.

1) Автором обосновано применение зависимостей коэффициентов изменения концентраций компонентов добываемого флюида от отношения текущего давления к давлению насыщения начального пластового флюида для прогноза компонентно-фракционных составов добываемых углеводородов в масштабе промыслов и выделенных объектов добычи в процессе разработки месторождений.

2) На основе научно-обоснованного метода прогноза КФС добываемых флюидов созданы модели составов пластовых флюидов, а также установок промысловой подготовки (газа и нефти) и централизованной подготовки конденсата для включения в состав комплексной модели.

3) Выработан алгоритм решения задач мониторинга и прогноза составов и объемов продуктов промысловой подготовки УВС с применением комплексной модели.

4) Разработан и научно обоснован метод расчета материально-компонентных балансов и КФС продуктов сепарации и ректификации углеводородных потоков, систем промысловой подготовки УВС на основе определения и преобразования термодинамических и статистических функций отбора компонентов по выработанным в результате проведенных исследований алгоритмам.

3 ПРИМЕРЫ ПРИМЕНЕНИЯ И РЕЗУЛЬТАТЫ ВНЕДРЕНИЯ

КОМПЛЕКСНОЙ МОДЕЛИ ПРОМЫСЛОВОЙ ПОДГОТОВКИ

УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ ОАО «ГАЗПРОМ» В ТЮМЕНСКОЙ

ОБЛАСТИ

3.1 Применение комплексной модели при решении задач анализа разработки месторождений 3.1.1 Расчетно-технологический мониторинг промысловой подготовки с определением актуального состава совокупного добываемого флюида на входе УКПГ Балансовое моделирование процессов промысловой подготовки УВС на базе определения и преобразований функций отбора компонентов широко используется в ООО «ТюменНИИгипрогаз» при проектировании и анализе разработки газоконденсатных (ГКМ) и нефтегазоконденсатных (НГКМ) месторождений, а также при комплексных прогнозных расчетах вариантов реконструкции и перспективного развития региональной системы ОАО «Газпром» в Тюменской области. Ее особенностью является наличие централизованных объектов подготовки (деэтанизации и стабилизации) конденсата, территориально отделенных от промысловых установок месторождений.

Комплексная модель и входящие в ее состав локальные модели могут использоваться для решения разнообразных задач, которые можно разделить на два типа: расчетно-технологического мониторинга (РТМ) и прогноза.

РТМ фактически является базовой задачей моделирования промысловой подготовки, и выполняется с целью максимально достоверного воспроизведения на модели фактических показателей процесса (по результатам измерений параметров и аналитического контроля потоков) для значительного расширения объема информации о потоках, а также для адаптации (настройки) модели и определения степени ее соответствия результатам измерений. При использовании расчетно-технологического мониторинга задача определения состава добываемого флюида на входе УКПГ решается с использованием данных о текущем составе нестабильного конденсата на выходе с промысла, а также выходах товарных продуктов и режимах работы основного оборудования промысла на момент отбора проб НК.

Проиллюстрируем этот подход на примере определения КФС добываемого флюида, поступающего на одну из УКПГ Уренгойского НГКМ. В качестве исходных данных принят состав пробы нестабильного конденсата с УКПГ, проанализированного ООО «ТюменНИИгипрогаз» в рамках ежегодной работы по мониторингу и прогнозу сырьевой базы ООО «Газпром переработка»

[83], а также режимные параметры работы УКПГ, усредненные по технологическим линиям за январь-июнь 2014 г.

Для расчета состава совокупного добываемого флюида, приходящего на УКПГ была создана и адаптирована модель в системе технологического моделирования HYSYS (рисунок 3.1).

В качестве первоначального приближения для расчета схемы использовался КФС добываемого флюида из выполненной ранее работы по авторскому надзору за реализацией проектных решений по разработке неокомских отложений Уренгойского и Ен-Яхинского месторождений [84].

Исходные параметры работы технологического оборудования в сравнении с результатами расчета представлены в таблице 3.1.

Из таблицы 3.1 видно хорошее совпадение большинства расчетных параметров с экспериментальными за исключением трех – давления в разделителе первой ступени, температуры в низкотемпературном разделителе и давления в буферной емкости (выделены в таблице жирным курсивом). Первые два параметра из перечисленных вызывают сомнения в достоверности режимных параметров – по схеме давление в разделителе первой ступени не может быть ниже или равно давлению в разделителе второй ступени, а температура на разделителе второй ступени не должна быть на порядок выше температуры в низкотемпературном сепараторе, так как по схеме (рисунок 3.1) газ из разделителя первой ступени (Р-201) идет напрямую в низкотемпературный сепаратор (С-204), разделитель (Р-202) стоит после низкотемпературного сепаратора (С-204), а давление между ними не повышается и подогрев потока отсутствует.

Добываемый Рисунок 3.1 – Схема модели УКПГ в СТМ HYSYS Таблица 3.1 – Сравнение экспериментальных и расчетных параметров Низкотемпературный сепаратор С Фактические выходы газа и НК по ГКП Тов.газ, тыс.ст.м3 8 115 171,06 8 115 171, Давление же в буферной емкости было принято как степень свободы при адаптации модели – с его помощью модель настраивалась на фактический удельный выход. Разница между фактическим и расчетным давлением в буферной емкости может быть вызвана отличием в параметрах работы установки на момент отбора пробы от среднегодового режима. Для снижения разницы между расчетными и фактическими параметрами работы желательно проводить описанные расчеты на более короткие периоды – месячные или суточные.

Вычисления производились по методике, описанной в разделе 2.6.1. В скорректирован относительно первоначального приближения таким образом, что расчетные выходы продуктов УКПГ совпали с заданными. При этом экспериментальным. Сравнение расчетного состава добываемого флюида с взятым в качестве начального приближения показано на рисунке 3.2 и в таблице 3.2.

Содержание компонентов, фракций, % масс.

На графике с логарифмической шкалой ординат (рисунок 3.2) видно, что разница по содержанию легких компонентов – невелика, однако содержания фракций в расчетном составе добываемого флюида получились заметно ниже начального приближения.

Таблица 3.2 – Сравнение КФС подобранного добываемого флюида Компоненты, фракции приближение, подбора, % экспериментальным показан на рисунке 3.3 и в таблице 3.3.

Содержание компонентов, фракций, % масс.

Из рисунка 3.3 видно, что отклонения по содержаниям компонентов и фракций в составе нестабильного конденсата от экспериментальных значений – невелики и не превышают в абсолютном выражении 0,5 – для пропана (таблица 3.3).

Расчетный состав товарного газа с УКПГ представлен в таблице 3.4.

Низкие отклонения по расчетному составу НК и параметрам основных аппаратов УКПГ в модели позволяют сделать вывод об адекватности полученных результатов и рекомендовать полученный таким образом состав пластового флюида, увязанный с балансовыми выходами промысловых продуктов - товарного газа и нестабильного конденсата, основными технологическими параметрами оборудования УКПГ и экспериментальными данными по составу нестабильного конденсата, для дальнейших прогнозных расчетов и применения в решении задач анализа разработки месторождения.

Таблица 3.3 - Сравнение расчетного КФС нестабильного конденсата Компоненты, фракции Расчет, % масс. Компоненты, фракции Расчет, % масс.

Потенциальное содержание углеводородов С5+ высшие в рассчитанном по описанной выше методике совокупном добываемом пластовом флюиде составило 63,3 г/м3, что на 3,9 г ниже данных месячного эксплуатационного рапорта по УКПГ (таблица 3.5).

Таблица 3.5 – Данные месячного эксплуатационного рапорта по УКПГ В целом по УКПГ корректности предлагаемой процедуры (незначительное отличие величин потенциалов С5+ добываемого флюида, полученных различными способами).

Некоторые расхождения вполне естественны вследствие расхождения методик определения и исходных данных, также имеющих погрешности определения. В использованный для моделирования, получен по результатам исследований отдельно взятой пробы, и поэтому несколько отличается от среднемесячного. С другой стороны, приведенный в эксплуатационном рапорте, потенциал С5+ получен по результатам периодических исследований отдельных скважин, и также естественно отличается от среднемесячного по всему эксплуатационному фонду. Однако необходимо отметить, что КФС совокупного добываемого на промысле флюида, полученный по предлагаемой методике на базе РТМ, имеет весьма высокую степень достоверности, поскольку полностью согласован с хозрасчетными балансовыми выходами промысловой продукции - товарного газа и конденсата, усредненными режимными параметрами промыслового оборудования и экспериментальным КФС товарного нестабильного конденсата.

Результаты применения описанного выше подхода также нашли применение в работах [83, 84, 85, 86]. Второй этап расчетно-технологического мониторинга – определение компонентно-фракционных составов добываемых из каждого объекта разработки пластовых флюидов.

3.1.2 Определение компонентно-фракционных составов добываемых флюидов по объектам разработки на основе расчетнотехнологического мониторинга Поскольку, при разработке обычно эксплуатируются несколько пластов месторождения, объединенных в объекты, при анализе разработки ГКМ представляет интерес состав добываемой продукции с разбивкой на объекты разработки. Для определения составов добываемого флюида по объектам разработки потребуется информация об объемах добычи газа с каждого объекта разработки за расчетный период времени, а также результаты расчетнотехнологического мониторинга промысла с получением состава совокупного добываемого флюида, поступающего на УКПГ, за тот же период (пример представлен в предыдущем разделе работы).

На основе данных о компонентно-фракционном составе совокупного добываемого флюида, приходящего на УКПГ, и прогнозной динамике изменения потенциального содержания компонентов С5+ высшие в пластовом флюиде (из показателей разработки), были выполнены расчеты массивов составов добываемого флюида для каждого объекта, увязанные с соответствующими кривыми изменения потенциала С5+. При этом использовался алгоритм с применением коэффициентов изменения концентраций, описанный в разделе 2.6.2.

Из результирующих массивов КФС были выбраны составы по объектам, соответствующие потенциальному содержанию углеводородов С5+ высшие в пластовом флюиде на ретроспективный расчетный период времени (по данным месячных эксплуатационных рапортов).

объектов разработки (месячные эксплуатационные рапорты) был выполнен расчет состава совокупного добываемого флюида. Результирующие составы добываемых флюидов по объектам и совокупный по УКПГ представлены на рисунке 3.4 и в таблице 3.6.

флюидов по объектам разработки может служить основой для целей анализа разработки месторождения, расчетов связанных со списанием запасов, а также при проектировании дальнейшей разработки месторождения (прогнозных расчетов показателей разработки). Рассмотрим дальнейшее использование полученной информации при решении прогнозных задач.

Содержание компонентов, фракций, % масс.

Рисунок 3.4 – Расчетные компонентно-фракционные составы добываемого флюида УКПГ 3.2 Применение комплексной модели при решении задач проектирования разработки месторождений пластовых флюидов по объектам разработки с определением состава совокупного добываемого флюида на входе УКПГ Рассмотрим алгоритм выполнения прогнозных расчетов составов и выходов продуктов промысловой подготовки на примере одного из промыслов Уренгойского НГКМ.

Расчет начинается с определения адекватных исходных данных для прогнозных расчетов. Как было сказано ранее, основной сложностью при этом является определение актуальных составов добываемого флюида. В КМ для этого реализован алгоритм, описанный в разделе 2.6.1, пример расчета приведен в разделе 3.1.1.

В этом алгоритме используется модель установки промысловой подготовки, созданная в СТМ. В результате расчетов, получают состав добываемого флюида, увязанный с хозрасчетными балансовыми выходами промысловых продуктов, экспериментальным составом товарного нестабильного конденсата и актуальными технологическими параметрами работы промысла, а также, что немаловажно, описывающий состояние флюида на входе УКПГ, а не на выходе с определенной скважины. Затем, по разработанному алгоритму, описанному в разделе 2.6.2, выполняется прогнозный расчет изменения составов добываемого флюида по каждому объекту в динамике разработки месторождения (по годам разработки для прогнозного периода). Прогнозные КФС добываемого флюида по четырем объектам разработки для одного из валанжинских УКПГ Уренгойского месторождения, рассчитанные на трехлетний период с разбивкой на кварталы представлены в таблицах 3.7 – 3.10.

Таблица 3.6 – Расчетные составы добываемых флюидов по объектам Параметр / Объект Объект I Объект II Объект III Объект IV Потенциал С5+, г/м Компоненты, фракции % масс. % масс. % масс. % масс. % масс.

Последовательность расчета была следующей:

молекулярным массам компонентов и фракций была рассчитана молекулярная масса флюида по уравнению:

где - содержание i-того компонента (или узкой фракции) в флюиде в % мольных; – молекулярная масса соответствующего компонента (фракции) в флюиде.

2) по молекулярной массе пластового газа вычислялась его плотность:

3) с использованием плотности пластового флюида планируемые объемы добычи газа по объектам разработки были переведены в массовые расходы;

4) сложением масс компонентов, приходящих с сырьем каждого объекта разработки, пропорционально планируемым объемам добычи газа (из показателей разработки) были рассчитаны компонентно-фракционные составы совокупного добываемого флюида на входе УКПГ на прогнозный период;

5) затем по годовому объему добычи и плотности, покомпонентно вычислялся массовый расход флюида;

6) далее, сложением массовых расходов компонентов в каждом объекте, вычислялись массовые расходы компонентов в совокупном пластовом флюиде;

7) делением компонентных массовых расходов на суммарный расход, вычислялись массовые содержания компонентов и фракций в составе совокупного добываемого флюида на входе УКПГ (представлен в таблице 3.11).

Таблица 3.7 – Прогнозные КФС добываемого флюида (объект I), Расчетный период Потенциал С5+, г/ст.м Плотность, кг/ст.м ММ, г/моль 18,4966 18,4926 18,4895 18,4862 18,4830 18,4800 18,4773 18, Компонентно-фракционные составы, % масс:

Азот 0,5730 0,5732 0,5733 0,5735 0,5736 0,5737 0,5738 0, Углекислота 0,3900 0,3901 0,3902 0,3903 0,3904 0,3905 0,3905 0, Метан 77,6789 77,7006 77,7178 77,7364 77,7539 77,7710 77,7859 77, Этан 8,9902 8,9922 8,9938 8,9956 8,9972 8,9988 9,0002 9, Пропан 6,1577 6,1572 6,1569 6,1565 6,1561 6,1558 6,1555 6, Изобутан 1,9424 1,9411 1,9401 1,9391 1,9380 1,9370 1,9362 1, Норм.бутан 2,1079 2,1055 2,1035 2,1014 2,0995 2,0975 2,0958 2, Изопентан 0,7134 0,7113 0,7096 0,7077 0,7060 0,7043 0,7029 0, Норм.пентан 0,5376 0,5355 0,5338 0,5320 0,5303 0,5286 0,5271 0, 45 - 60 0,0587 0,0583 0,0580 0,0576 0,0573 0,0570 0,0567 0, 60 - 70 0,3063 0,3034 0,3011 0,2986 0,2962 0,2939 0,2919 0, 70 - 80 0,0830 0,0820 0,0812 0,0803 0,0795 0,0787 0,0780 0, 80 - 90 0,0814 0,0801 0,0791 0,0780 0,0770 0,0760 0,0751 0, 90 - 100 0,1155 0,1133 0,1116 0,1097 0,1079 0,1062 0,1047 0, 100 - 110 0,1042 0,1019 0,1000 0,0979 0,0960 0,0942 0,0925 0, 110 - 120 0,0587 0,0571 0,0559 0,0545 0,0533 0,0520 0,0510 0, 120 - 130 0,0272 0,0263 0,0257 0,0250 0,0243 0,0236 0,0231 0, 130 - 140 0,0224 0,0216 0,0210 0,0204 0,0197 0,0191 0,0186 0, 140 - 150 0,0132 0,0127 0,0123 0,0118 0,0114 0,0110 0,0107 0, 150 - 160 0,0123 0,0118 0,0114 0,0109 0,0105 0,0101 0,0098 0, 160 - 170 0,0084 0,0080 0,0077 0,0074 0,0071 0,0068 0,0066 0, 170 - 180 0,0052 0,0050 0,0048 0,0046 0,0044 0,0042 0,0041 0, 180 - 190 0,0030 0,0028 0,0027 0,0026 0,0025 0,0024 0,0023 0, 190 - 200 0,0027 0,0026 0,0025 0,0024 0,0023 0,0022 0,0021 0, 200 - 210 0,0013 0,0013 0,0012 0,0012 0,0011 0,0011 0,0010 0, 210 - 220 0,0014 0,0013 0,0013 0,0012 0,0012 0,0011 0,0011 0, 220 - 230 0,0007 0,0006 0,0006 0,0006 0,0005 0,0005 0,0005 0, 230 - 240 0,0008 0,0007 0,0007 0,0007 0,0006 0,0006 0,0006 0, 240 - 250 0,0004 0,0003 0,0003 0,0003 0,0003 0,0003 0,0003 0, 250 - 260 0,0004 0,0004 0,0003 0,0003 0,0003 0,0003 0,0003 0, 260 - 270 0,0002 0,0002 0,0002 0,0002 0,0002 0,0002 0,0002 0, 270 - 280 0,0002 0,0002 0,0002 0,0002 0,0002 0,0002 0,0001 0, 280 - 290 0,0002 0,0001 0,0001 0,0001 0,0001 0,0001 0,0001 0, 290 - 300 0,0001 0,0001 0,0001 0,0001 0,0001 0,0001 0,0001 0, 300 - 310 0,0001 0,0001 0,0001 0,0001 0,0001 0,0001 0,0001 0, 310 - 320 0,0001 0,0001 0,0001 0,0001 0,0001 0,0001 0,0001 0, 320 - 330 0,0001 0,0001 0,0001 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0, 330 - 340 0,0001 0,0001 0,0001 0,0001 0,0001 0,0001 0,0001 0, 340 - 350 0,0001 0,0001 0,0001 0,0001 0,0001 0,0001 0,0000 0, 350 - 360 0,0001 0,0001 0,0001 0,0001 0,0001 0,0000 0,0000 0, 360 - 370 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0, 370 - 380 0,0001 0,0001 0,0001 0,0001 0,0000 0,0000 0,0000 0, 380 - 390 0,0001 0,0001 0,0001 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0, 390 - 400 0,0001 0,0001 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0, 400 - 410 0,0001 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0, 410 - 420 0,0001 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0, 420 - 430 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0, 430 - 440 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0, 440 - 450 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0, Продолжение таблицы 3. Расчетный период Потенциал С5+, г/ст.м Плотность, кг/ст.м ММ, г/моль 18,4717 18,4690 18,4667 18,4643 18,4620 18,4600 18,4582 18, Компонентно-фракционные составы, % масс:

Углекислота 0,3907 0,3908 0,3908 0,3909 0,3909 0,3910 0,3910 0, Метан 77,8171 77,8318 77,8445 77,8582 77,8711 77,8821 77,8918 77, Норм.бутан 2,0923 2,0907 2,0892 2,0877 2,0862 2,0850 2,0839 2, Изопентан 0,6998 0,6983 0,6971 0,6957 0,6945 0,6934 0,6924 0, Норм.пентан 0,5240 0,5226 0,5213 0,5200 0,5187 0,5176 0,5167 0, Таблица 3.8 – Прогнозные КФС добываемого флюида (объект II), Расчетный период Потенциал С5+, г/ст.м Плотность, кг/ст.м ММ, г/моль 19,4813 19,4772 19,4737 19,4703 19,4672 19,4643 19,4621 19, Компонентно-фракционные составы, % масс:

Азот 0,5352 0,5353 0,5355 0,5356 0,5357 0,5358 0,5359 0, Углекислота 0,3648 0,3649 0,3649 0,3650 0,3651 0,3652 0,3652 0, Метан 72,4946 72,5153 72,5327 72,5499 72,5656 72,5799 72,5909 72, Этан 8,5039 8,5058 8,5075 8,5091 8,5105 8,5119 8,5129 8, Пропан 6,2650 6,2646 6,2642 6,2638 6,2635 6,2632 6,2630 6, Изобутан 2,2435 2,2423 2,2413 2,2403 2,2394 2,2385 2,2379 2, Норм.бутан 2,6935 2,6911 2,6892 2,6872 2,6855 2,6838 2,6826 2, Изопентан 1,2243 1,2222 1,2205 1,2188 1,2173 1,2159 1,2148 1, Норм.пентан 1,0489 1,0469 1,0451 1,0434 1,0419 1,0405 1,0394 1, 45 - 60 0,1525 0,1521 0,1518 0,1515 0,1512 0,1510 0,1508 0, 60 - 70 1,0085 1,0057 1,0034 1,0011 0,9989 0,9970 0,9955 0, 70 - 80 0,3254 0,3245 0,3237 0,3229 0,3221 0,3215 0,3209 0, 80 - 90 0,3838 0,3826 0,3816 0,3806 0,3797 0,3788 0,3782 0, 90 - 100 0,6408 0,6387 0,6370 0,6352 0,6336 0,6322 0,6311 0, 100 - 110 0,6702 0,6679 0,6660 0,6641 0,6624 0,6609 0,6597 0, 110 - 120 0,4345 0,4330 0,4318 0,4305 0,4294 0,4284 0,4276 0, 120 - 130 0,2265 0,2257 0,2251 0,2244 0,2238 0,2233 0,2228 0, 130 - 140 0,2064 0,2057 0,2051 0,2045 0,2039 0,2034 0,2030 0, 140 - 150 0,1318 0,1314 0,1310 0,1306 0,1302 0,1299 0,1296 0, 150 - 160 0,1314 0,1309 0,1305 0,1301 0,1298 0,1294 0,1292 0, 160 - 170 0,0945 0,0941 0,0938 0,0936 0,0933 0,0931 0,0929 0, 170 - 180 0,0618 0,0616 0,0614 0,0612 0,0610 0,0608 0,0607 0, 180 - 190 0,0360 0,0358 0,0357 0,0356 0,0355 0,0354 0,0354 0, 190 - 200 0,0336 0,0335 0,0334 0,0333 0,0332 0,0331 0,0331 0, 200 - 210 0,0170 0,0170 0,0169 0,0169 0,0168 0,0168 0,0167 0, 210 - 220 0,0182 0,0181 0,0181 0,0180 0,0180 0,0179 0,0179 0, 220 - 230 0,0086 0,0085 0,0085 0,0085 0,0085 0,0084 0,0084 0, 230 - 240 0,0102 0,0102 0,0102 0,0101 0,0101 0,0101 0,0101 0, 240 - 250 0,0048 0,0048 0,0048 0,0048 0,0048 0,0047 0,0047 0, 250 - 260 0,0051 0,0050 0,0050 0,0050 0,0050 0,0050 0,0050 0, 260 - 270 0,0030 0,0030 0,0030 0,0030 0,0030 0,0030 0,0030 0, 270 - 280 0,0027 0,0026 0,0026 0,0026 0,0026 0,0026 0,0026 0, 280 - 290 0,0020 0,0020 0,0020 0,0020 0,0020 0,0020 0,0020 0, 290 - 300 0,0012 0,0012 0,0012 0,0012 0,0012 0,0012 0,0012 0, 300 - 310 0,0013 0,0013 0,0013 0,0013 0,0013 0,0013 0,0013 0, 310 - 320 0,0011 0,0011 0,0011 0,0011 0,0011 0,0011 0,0011 0, 320 - 330 0,0008 0,0008 0,0008 0,0008 0,0008 0,0007 0,0007 0, 330 - 340 0,0009 0,0009 0,0009 0,0009 0,0009 0,0009 0,0009 0, 340 - 350 0,0009 0,0009 0,0009 0,0009 0,0008 0,0008 0,0008 0, 350 - 360 0,0008 0,0008 0,0008 0,0008 0,0008 0,0008 0,0008 0, 360 - 370 0,0007 0,0006 0,0006 0,0006 0,0006 0,0006 0,0006 0, 370 - 380 0,0008 0,0008 0,0008 0,0008 0,0008 0,0008 0,0008 0, 380 - 390 0,0007 0,0007 0,0007 0,0007 0,0007 0,0007 0,0007 0, 390 - 400 0,0007 0,0007 0,0007 0,0007 0,0007 0,0007 0,0007 0, 400 - 410 0,0007 0,0007 0,0007 0,0007 0,0007 0,0007 0,0007 0, 410 - 420 0,0007 0,0007 0,0007 0,0007 0,0007 0,0007 0,0007 0, 420 - 430 0,0007 0,0007 0,0007 0,0006 0,0006 0,0006 0,0006 0, 430 - 440 0,0006 0,0006 0,0006 0,0006 0,0006 0,0006 0,0006 0, 440 - 450 0,0006 0,0006 0,0006 0,0006 0,0006 0,0006 0,0006 0, 450 - КК 0,0037 0,0036 0,0036 0,0036 0,0036 0,0036 0,0036 0, Продолжение таблицы 3. Расчетный период Потенциал С5+, г/ст.м Плотность, кг/ст.м ММ, г/моль 19,4578 19,4560 19,4547 19,4533 19,4521 19,4509 19,4499 19, Компонентно-фракционные составы, % масс:

Таблица 3.9 – Прогнозные КФС добываемого флюида (объект III), Расчетный период Потенциал С5+, г/ст.м Плотность, кг/ст.м ММ, г/моль 20,0158 20,0113 20,0074 20,0033 19,9996 19,9962 19,9934 19, Компонентно-фракционные составы, % масс:

Азот 0,5194 0,5195 0,5196 0,5197 0,5199 0,5200 0,5200 0, Углекислота 0,3531 0,3532 0,3532 0,3533 0,3534 0,3534 0,3535 0, Метан 70,2664 70,2845 70,3002 70,3163 70,3311 70,3447 70,3558 70, Этан 8,2299 8,2319 8,2336 8,2354 8,2370 8,2385 8,2397 8, Пропан 6,0903 6,0916 6,0927 6,0938 6,0949 6,0958 6,0966 6, Изобутан 2,2036 2,2040 2,2043 2,2047 2,2050 2,2052 2,2055 2, Норм.бутан 2,6648 2,6651 2,6655 2,6658 2,6661 2,6664 2,6666 2, Изопентан 1,2400 1,2401 1,2402 1,2402 1,2403 1,2404 1,2404 1, Норм.пентан 1,0729 1,0729 1,0729 1,0730 1,0730 1,0730 1,0730 1, 45 - 60 0,1597 0,1596 0,1596 0,1596 0,1596 0,1596 0,1596 0, 60 - 70 1,0821 1,0818 1,0816 1,0814 1,0812 1,0811 1,0809 1, 70 - 80 0,3566 0,3564 0,3563 0,3562 0,3561 0,3560 0,3560 0, 80 - 90 0,4338 0,4336 0,4334 0,4332 0,4330 0,4329 0,4328 0, 90 - 100 0,7510 0,7505 0,7501 0,7497 0,7493 0,7489 0,7486 0, 100 - 110 0,8196 0,8189 0,8183 0,8177 0,8171 0,8166 0,8161 0, 110 - 120 0,5635 0,5629 0,5623 0,5618 0,5613 0,5608 0,5604 0, 120 - 130 0,3143 0,3139 0,3135 0,3131 0,3127 0,3124 0,3121 0, 130 - 140 0,3090 0,3085 0,3080 0,3075 0,3071 0,3067 0,3063 0, 140 - 150 0,2174 0,2170 0,2165 0,2161 0,2157 0,2154 0,2151 0, 150 - 160 0,2416 0,2409 0,2404 0,2398 0,2392 0,2388 0,2384 0, 160 - 170 0,1960 0,1954 0,1948 0,1942 0,1937 0,1933 0,1929 0, 170 - 180 0,1469 0,1463 0,1458 0,1453 0,1449 0,1445 0,1441 0, 180 - 190 0,0999 0,0994 0,0990 0,0986 0,0983 0,0979 0,0976 0, 190 - 200 0,1105 0,1099 0,1094 0,1089 0,1085 0,1080 0,1077 0, 200 - 210 0,0673 0,0669 0,0666 0,0662 0,0659 0,0656 0,0654 0, 210 - 220 0,0891 0,0885 0,0879 0,0874 0,0869 0,0865 0,0861 0, 220 - 230 0,0525 0,0521 0,0517 0,0514 0,0511 0,0508 0,0505 0, 230 - 240 0,0793 0,0787 0,0781 0,0775 0,0770 0,0765 0,0761 0, 240 - 250 0,0479 0,0474 0,0471 0,0467 0,0464 0,0461 0,0458 0, 250 - 260 0,0649 0,0643 0,0637 0,0632 0,0627 0,0623 0,0619 0, 260 - 270 0,0507 0,0502 0,0497 0,0493 0,0489 0,0485 0,0482 0, 270 - 280 0,0568 0,0562 0,0557 0,0552 0,0547 0,0543 0,0539 0, 280 - 290 0,0544 0,0538 0,0534 0,0529 0,0524 0,0520 0,0516 0, 290 - 300 0,0407 0,0402 0,0399 0,0395 0,0391 0,0388 0,0385 0, 300 - 310 0,0549 0,0543 0,0538 0,0532 0,0528 0,0523 0,0520 0, 310 - 320 0,0529 0,0523 0,0518 0,0513 0,0508 0,0504 0,0500 0, 320 - 330 0,0408 0,0403 0,0399 0,0395 0,0392 0,0388 0,0385 0, 330 - 340 0,0541 0,0535 0,0530 0,0525 0,0520 0,0515 0,0512 0, 340 - 350 0,0533 0,0527 0,0522 0,0517 0,0512 0,0508 0,0504 0, 350 - 360 0,0527 0,0521 0,0516 0,0511 0,0506 0,0501 0,0498 0, 360 - 370 0,0427 0,0422 0,0418 0,0414 0,0410 0,0407 0,0404 0, 370 - 380 0,0513 0,0508 0,0503 0,0497 0,0493 0,0488 0,0485 0, 380 - 390 0,0497 0,0491 0,0487 0,0482 0,0477 0,0473 0,0469 0, 390 - 400 0,0478 0,0472 0,0468 0,0463 0,0459 0,0455 0,0451 0, 400 - 410 0,0464 0,0459 0,0454 0,0449 0,0445 0,0441 0,0438 0, 410 - 420 0,0448 0,0443 0,0439 0,0434 0,0430 0,0426 0,0423 0, 420 - 430 0,0433 0,0428 0,0424 0,0419 0,0415 0,0412 0,0409 0, 430 - 440 0,0417 0,0412 0,0408 0,0404 0,0400 0,0397 0,0394 0, 440 - 450 0,0402 0,0397 0,0394 0,0390 0,0386 0,0382 0,0380 0, Продолжение таблицы 3. Расчетный период Потенциал С5+, г/ст.м Плотность, кг/ст.м ММ, г/моль 19,9878 19,9854 19,9834 19,9813 19,9793 19,9776 19,9761 19, Компонентно-фракционные составы, % масс:

Углекислота 0,3536 0,3537 0,3537 0,3537 0,3538 0,3538 0,3538 0, Метан 70,3783 70,3880 70,3961 70,4046 70,4124 70,4193 70,4252 70, Норм.бутан 2,6671 2,6673 2,6675 2,6677 2,6678 2,6680 2,6681 2, Изопентан 1,2405 1,2405 1,2406 1,2406 1,2406 1,2407 1,2407 1, Норм.пентан 1,0730 1,0731 1,0731 1,0731 1,0731 1,0731 1,0731 1, Таблица 3.10 – Прогнозные КФС добываемого флюида (объект IV), Расчетный период Потенциал С5+, г/ст.м Плотность, кг/ст.м ММ, г/моль 20,2194 20,2155 20,2122 20,2082 20,2052 20,2025 20,2002 20, Компонентно-фракционные составы, % масс:

Азот 0,5133 0,5134 0,5135 0,5136 0,5137 0,5138 0,5139 0, Углекислота 0,3491 0,3492 0,3493 0,3493 0,3494 0,3494 0,3495 0, Метан 69,4613 69,4764 69,4894 69,5051 69,5169 69,5275 69,5365 69, Этан 8,1417 8,1434 8,1448 8,1465 8,1478 8,1490 8,1500 8, Пропан 6,0339 6,0350 6,0359 6,0370 6,0378 6,0386 6,0392 6, Изобутан 2,1869 2,1872 2,1874 2,1878 2,1880 2,1882 2,1884 2, Норм.бутан 2,6479 2,6482 2,6485 2,6488 2,6490 2,6493 2,6494 2, Изопентан 1,2367 1,2368 1,2369 1,2369 1,2370 1,2370 1,2371 1, Норм.пентан 1,0719 1,0719 1,0719 1,0719 1,0719 1,0719 1,0720 1, 45 - 60 0,1604 0,1604 0,1604 0,1603 0,1603 0,1603 0,1603 0, 60 - 70 1,0925 1,0923 1,0921 1,0919 1,0918 1,0916 1,0915 1, 70 - 80 0,3619 0,3618 0,3618 0,3617 0,3616 0,3615 0,3614 0, 80 - 90 0,4432 0,4430 0,4429 0,4427 0,4425 0,4424 0,4423 0, 90 - 100 0,7727 0,7723 0,7720 0,7716 0,7712 0,7710 0,7707 0, 100 - 110 0,8508 0,8502 0,8497 0,8491 0,8487 0,8483 0,8479 0, 110 - 120 0,5910 0,5905 0,5901 0,5895 0,5891 0,5888 0,5884 0, 120 - 130 0,3338 0,3334 0,3331 0,3327 0,3325 0,3322 0,3320 0, 130 - 140 0,3334 0,3329 0,3325 0,3320 0,3317 0,3314 0,3311 0, 140 - 150 0,2385 0,2381 0,2378 0,2374 0,2370 0,2368 0,2365 0, 150 - 160 0,2703 0,2697 0,2693 0,2687 0,2683 0,2679 0,2676 0, 160 - 170 0,2241 0,2236 0,2232 0,2226 0,2222 0,2218 0,2215 0, 170 - 180 0,1718 0,1714 0,1710 0,1705 0,1701 0,1698 0,1695 0, 180 - 190 0,1199 0,1196 0,1192 0,1188 0,1186 0,1183 0,1181 0, 190 - 200 0,1361 0,1356 0,1352 0,1347 0,1343 0,1340 0,1337 0, 200 - 210 0,0851 0,0848 0,0845 0,0842 0,0839 0,0837 0,0835 0, 210 - 220 0,1156 0,1151 0,1147 0,1142 0,1138 0,1135 0,1132 0, 220 - 230 0,0699 0,0695 0,0692 0,0689 0,0687 0,0684 0,0682 0, 230 - 240 0,1080 0,1074 0,1070 0,1064 0,1060 0,1056 0,1053 0, 240 - 250 0,0665 0,0661 0,0658 0,0654 0,0652 0,0649 0,0647 0, 250 - 260 0,0916 0,0911 0,0906 0,0901 0,0897 0,0894 0,0891 0, 260 - 270 0,0725 0,0721 0,0717 0,0713 0,0710 0,0707 0,0705 0, 270 - 280 0,0822 0,0817 0,0813 0,0808 0,0804 0,0801 0,0798 0, 280 - 290 0,0795 0,0790 0,0786 0,0781 0,0777 0,0774 0,0771 0, 290 - 300 0,0598 0,0594 0,0591 0,0587 0,0585 0,0582 0,0580 0, 300 - 310 0,0811 0,0806 0,0801 0,0796 0,0793 0,0789 0,0786 0, 310 - 320 0,0785 0,0780 0,0776 0,0771 0,0767 0,0764 0,0761 0, 320 - 330 0,0606 0,0603 0,0599 0,0596 0,0593 0,0590 0,0588 0, 330 - 340 0,0807 0,0802 0,0798 0,0792 0,0789 0,0785 0,0782 0, 340 - 350 0,0796 0,0791 0,0787 0,0782 0,0778 0,0775 0,0772 0, 350 - 360 0,0788 0,0783 0,0778 0,0773 0,0770 0,0766 0,0763 0, 360 - 370 0,0639 0,0635 0,0632 0,0627 0,0624 0,0622 0,0619 0, 370 - 380 0,0768 0,0763 0,0759 0,0754 0,0751 0,0747 0,0744 0, 380 - 390 0,0744 0,0739 0,0735 0,0730 0,0727 0,0724 0,0721 0, 390 - 400 0,0715 0,0711 0,0707 0,0702 0,0699 0,0696 0,0693 0, 400 - 410 0,0694 0,0690 0,0686 0,0682 0,0679 0,0676 0,0673 0, 410 - 420 0,0671 0,0667 0,0663 0,0659 0,0655 0,0653 0,0650 0, 420 - 430 0,0648 0,0644 0,0640 0,0636 0,0633 0,0630 0,0628 0, 430 - 440 0,0624 0,0620 0,0617 0,0613 0,0610 0,0607 0,0605 0, 440 - 450 0,0602 0,0598 0,0595 0,0591 0,0588 0,0585 0,0583 0, Продолжение таблицы 3. Расчетный период Потенциал С5+, г/ст.м Плотность, кг/ст.м ММ, г/моль 20,1956 20,1935 20,1920 20,1905 20,1891 20,1878 20,1867 20, Компонентно-фракционные составы, % масс:

Азот 0,5140 0,5141 0,5141 0,5142 0,5142 0,5142 0,5143 0, Углекислота 0,3496 0,3496 0,3497 0,3497 0,3497 0,3497 0,3498 0, Метан 69,5545 69,5626 69,5687 69,5746 69,5801 69,5851 69,5894 69, Этан 8,1519 8,1528 8,1535 8,1541 8,1547 8,1553 8,1558 8, Пропан 6,0405 6,0410 6,0414 6,0419 6,0422 6,0426 6,0429 6, Изобутан 2,1888 2,1890 2,1891 2,1892 2,1893 2,1894 2,1895 2, Норм.бутан 2,6498 2,6500 2,6501 2,6502 2,6504 2,6505 2,6506 2, Изопентан 1,2371 1,2372 1,2372 1,2372 1,2372 1,2373 1,2373 1, Норм.пентан 1,0720 1,0720 1,0720 1,0720 1,0720 1,0720 1,0720 1, 45 - 60 0,1603 0,1603 0,1603 0,1603 0,1603 0,1603 0,1603 0, 60 - 70 1,0913 1,0912 1,0911 1,0910 1,0910 1,0909 1,0908 1, 70 - 80 0,3613 0,3613 0,3612 0,3612 0,3611 0,3611 0,3611 0, 80 - 90 0,4421 0,4420 0,4419 0,4419 0,4418 0,4417 0,4417 0, 90 - 100 0,7702 0,7700 0,7698 0,7697 0,7695 0,7694 0,7693 0, 100 - 110 0,8472 0,8469 0,8467 0,8464 0,8462 0,8460 0,8459 0, 110 - 120 0,5878 0,5876 0,5873 0,5871 0,5870 0,5868 0,5866 0, 120 - 130 0,3315 0,3314 0,3312 0,3311 0,3309 0,3308 0,3307 0, 130 - 140 0,3305 0,3303 0,3301 0,3299 0,3298 0,3296 0,3295 0, 140 - 150 0,2361 0,2358 0,2357 0,2355 0,2354 0,2353 0,2351 0, 150 - 160 0,2669 0,2666 0,2664 0,2662 0,2660 0,2658 0,2657 0, 160 - 170 0,2209 0,2206 0,2204 0,2202 0,2200 0,2198 0,2197 0, 170 - 180 0,1689 0,1687 0,1685 0,1683 0,1681 0,1680 0,1679 0, 180 - 190 0,1176 0,1174 0,1173 0,1171 0,1170 0,1168 0,1167 0, 190 - 200 0,1331 0,1329 0,1327 0,1325 0,1323 0,1322 0,1320 0, 200 - 210 0,0831 0,0829 0,0828 0,0826 0,0825 0,0824 0,0823 0, 210 - 220 0,1126 0,1123 0,1121 0,1119 0,1117 0,1116 0,1114 0, 220 - 230 0,0678 0,0677 0,0675 0,0674 0,0673 0,0672 0,0671 0, 230 - 240 0,1046 0,1044 0,1041 0,1039 0,1037 0,1036 0,1034 0, 240 - 250 0,0643 0,0641 0,0640 0,0638 0,0637 0,0636 0,0635 0, 250 - 260 0,0885 0,0882 0,0880 0,0878 0,0876 0,0875 0,0873 0, 260 - 270 0,0700 0,0698 0,0696 0,0694 0,0693 0,0691 0,0690 0, 270 - 280 0,0792 0,0790 0,0788 0,0786 0,0784 0,0783 0,0781 0, 280 - 290 0,0766 0,0763 0,0761 0,0759 0,0758 0,0756 0,0755 0, 290 - 300 0,0576 0,0574 0,0572 0,0571 0,0570 0,0568 0,0567 0, 300 - 310 0,0780 0,0778 0,0776 0,0774 0,0772 0,0770 0,0769 0, 310 - 320 0,0755 0,0752 0,0751 0,0749 0,0747 0,0745 0,0744 0, 320 - 330 0,0583 0,0581 0,0580 0,0578 0,0577 0,0576 0,0575 0, 330 - 340 0,0776 0,0773 0,0771 0,0769 0,0768 0,0766 0,0765 0, 340 - 350 0,0766 0,0763 0,0761 0,0759 0,0757 0,0756 0,0754 0, 350 - 360 0,0757 0,0755 0,0753 0,0751 0,0749 0,0747 0,0746 0, 360 - 370 0,0614 0,0612 0,0611 0,0609 0,0608 0,0606 0,0605 0, 370 - 380 0,0739 0,0736 0,0734 0,0732 0,0731 0,0729 0,0728 0, 380 - 390 0,0715 0,0713 0,0711 0,0709 0,0707 0,0706 0,0705 0, 390 - 400 0,0688 0,0685 0,0684 0,0682 0,0680 0,0679 0,0678 0, 400 - 410 0,0668 0,0665 0,0664 0,0662 0,0660 0,0659 0,0658 0, 410 - 420 0,0645 0,0643 0,0641 0,0639 0,0638 0,0637 0,0635 0, 420 - 430 0,0623 0,0621 0,0619 0,0618 0,0616 0,0615 0,0614 0, 430 - 440 0,0600 0,0598 0,0596 0,0595 0,0593 0,0592 0,0591 0, 440 - 450 0,0579 0,0577 0,0575 0,0574 0,0572 0,0571 0,0570 0, Расчетный период Потенциал С5+, г/ст.м Плотность, кг/ст.м Компонентно-фракционные составы, % масс:

Продолжение таблицы 3. Расчетный период Потенциал С5+, г/ст.м Плотность, кг/ст.м Компонентно-фракционные составы, % масс:

Углекислота 0,3594 0,3595 0,3596 0,3598 0,3598 0,3597 0,3597 0, Метан 71,4972 71,5139 71,5488 71,5933 71,5958 71,5685 71,5720 71, Норм.бутан 2,6156 2,6136 2,6083 2,6061 2,6049 2,6093 2,6079 2, Изопентан 1,1834 1,1817 1,1773 1,1751 1,1742 1,1779 1,1768 1, Норм.пентан 1,0135 1,0117 1,0074 1,0052 1,0043 1,0079 1,0069 1, 3.2.2 Прогноз выходов и компонентно-фракционных составов продуктов установок промысловой подготовки с разбивкой на выделенные объекты разработки Самый точный способ прогноза составов и объемов продукции промысловой подготовки - это расчет выходов продуктов промысловой подготовки для каждого года разработки. Для этого требуется рассчитать составы добываемого флюида, соответствующие каждому году разработки, а затем, зная схемы и параметры установок подготовки УВС, создать модели всей цепочки установок подготовки в СТМ и рассчитать выходы продуктов.

При таком подходе сложностью является то, что информация о составах добываемых флюидов обновляется редко – полные обследования УКПГ, как и исследования скважин, выполняются не каждый год. Кроме того, расчет комплекса моделей подготовки в СТМ занимает значительное время в виду того, что расчеты с применением СТМ не всегда способны выполняться в автономном режиме – требуется ввод исходных данных (составы и объемы сырья) и сбор результатов расчета (составы и выходы продуктов) для каждого из расчетных периодов, а также настройка моделей при изменении параметров расчета. Применение разработанной КМ для решения этой задачи позволяет значительно сократить время, требуемое на выполнение расчетов комплекса моделей подготовки УВС.