1.6. Програмна система “Газконднафта”

Розрахункове моделювання
  1. Фазових рівноваг газ – рідина, газ – рідина – рідина та газ – рідина – рідина – тверда фаза (солі) в системах газ – конденсат (нафта) – мінералізована вода – метанол – гліколі (ЕГ, ДЕГ, ТЕГ) та властивостей: ентальпії, ентропії, теплоємності, щільності, в’язкості, теплопровідності, поверхневого натягу, коефіцієнта адіабати, PVT-властивостей пластових нафт і їх диференціального розгазування.
  2. Складу пластових газоконденсатних і нафтових флюїдів з урахуванням даних по розгонці нафти і конден-сату (ГОСТ 2177-82, 11011-85), диференціальної конденсації і матеріального балансу газоконденсатних родовищ на весь період розробки.
  3. Гідравлічного та температурного режимів трубопроводів (горизонтальних, похилих, рельєфних) і збірних мереж, що транспортують суміші в одно-, дво- і трифазному станах (газоводонафтові та газоводоконденсатні суміші, нестабільні нафту або конденсат, газопроводи, нафтопроводи, продуктопроводи).
  4. Процесів двофазної і трифазної сепарації, дроселювання, змішання, ежекції, детандерування, компресії, теп-лообміну (з вибором АВО), ректифікації, абсорбції багатокомпонентних сумішей (осушка газу, регенерація гліколей і метанолу, зріджування і поділ газів, стабілізація і фракціонування нафти і конденсату).
  5. Матеріальних та енергетичних балансів установок промислової обробки природного газу і нафти, газорозді-лення і фракціонування нафти і конденсату, з урахуванням застосування антигідратних інгібіторів.
  6. Умов випадання льоду і гідратів, витрати інгібіторів з урахуванням мінералізації води, пружності парів вуг-леводневих рідин, тиск насичених парів за Рейдом, точок роси по воді і вуглеводням, параметрів разгонки продуктів поділу, значень ІТК за даними разгонки за Енглером. Передбачена можливість адаптації програмної системи (ПС) ГазКондНафта до даних промислових і лабораторних досліджень пластових і дегазованих флюїдів за молекулярною масою, щільності, в’язкості, тиску початку конденсації, газовмісту конденсату, тиску насичення і ізотермічному коефіцієнту стисливості пластової нафти, температурам застигання і помутніння.

До складу розрахунково-графічних засобів моделювання входять підсистеми створення і редагування чорно-білих і кольорових зображень апаратів і технологічних схем (з можливістю блочного структурування) з передачею їх і результатів розрахунків в WORD и EXCEL.

Компоненти сумішей

Граничні, ненасичені та циклічні вуглеводні, гелій, водень, азот, аргон, оксид і діоксид вуглецю, сірководень, сіркоорганічні сполуки, вода, метанол, гліколі, хлориди натрію і кальцію, фракції нафти (конденсату). Є можливість введення і використання лабораторних даних за властивостями вузьких фракцій: молекулярної масі, щільності, в’язкості і температурі застигання.

Межі застосування

70 К < Т < 700 К;

0,003 МПа < P < 100 МПа;

Температури кипіння фракцій від 40 до 700 C.

Порівняно з відомими аналогами ПС ГазКондНефть забезпечує найбільш достовірні результати розрахунків властивостей газів і рідин та процесів підготовки вуглеводневої сировини до транспорту.