allgosts.ru35. ИНФОРМАЦИОННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ. МАШИНЫ КОНТОРСКИЕ35.080. Программное обеспечение

ГОСТ Р 56450-2015 Месторождения газовые, газоконденсатные, нефтегазовые и нефтегазоконденсатные. Программное обеспечение для гидродинамического моделирования систем сбора и подготовки углеводородов. Основные функциональные и технические требования

Обозначение:
ГОСТ Р 56450-2015
Наименование:
Месторождения газовые, газоконденсатные, нефтегазовые и нефтегазоконденсатные. Программное обеспечение для гидродинамического моделирования систем сбора и подготовки углеводородов. Основные функциональные и технические требования
Статус:
Действует
Дата введения:
05/01/2016
Дата отмены:
-
Заменен на:
-
Код ОКС:
35.080

Текст ГОСТ Р 56450-2015 Месторождения газовые, газоконденсатные, нефтегазовые и нефтегазоконденсатные. Программное обеспечение для гидродинамического моделирования систем сбора и подготовки углеводородов. Основные функциональные и технические требования

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ


ГОСТР

56450

2015


НАЦИОНАЛЬНЫЙ

СТАНДАРТ

РОССИЙСКОЙ

ФЕДЕРАЦИИ

Месторождения газовые, газоконденсатные, нефтегазовые и нефтегазоконденсатные

ПРОГРАММНОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ ДЛЯ ГИДРОДИНАМИЧЕСКОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ СИСТЕМ СБОРА И ПОДГОТОВКИ УГЛЕВОДОРОДОВ

Основные функциональные и технические требования

Издание официальное

Москва

Стенда ртинформ 2015


Предисловие

1 РАЗРАБОТАН Открытым акционерным обществом «Гаэпром» (ОАО «Гаэпром») и Обществом с ограниченной ответственностью «Газпром георесурс» (ООО «Газпром георесурс»)

2 ВНЕСЕН Техническим комитетом по стандартизации ТК 23 «Нефтяная и газовая промышленность»

3 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 15 июня 2015 г. №671-ст

4 8ВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

Правила применения настоящего стандарта установлены в ГОСТ Р 1.0—2012 (раздел 8). Информация об изменениях к настоящему стандарту публикуется в ежегодном (по состоянию на 1 января текущего года) информационном указателе «Национальные стандарты», а официальный текст изменении и поправок — е ежемесячном информационном указателе «Национальные стандарты». В случае пересмотра (замены) или отмены настоящего стандарта соответствующее уведомление будет опубликовано в ближайшем выпуске ежемесячного информационного указателя «Национальные стандарты». Соответствующая информация. уведомление и тексты размещаются также в информационной системе общего пользования — на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет )

© Стандартинформ. 2015

Настоящий стандарт не может быть полностью или частично воспроизведен, тиражирован и распространен в качестве официального издания без разрешения Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии

и

НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Месторождения газовые, газоконденсатные, нефтегазовые и нефтегазоконденсатные

ПРОГРАММНОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ ДЛЯ ГИДРОДИНАМИЧЕСКОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ СИСТЕМ СБОРА И ПОДГОТОВКИ УГЛЕВОДОРОДОВ

Основные функциональные и технические требования

Gee. дез condensate, oil, дав and condensate deposits. Software for hydraulic simulation of surface network and facilities.

Mam functional and technical requirements

Дата введения — 2016—OS—01

1 Область применения

1.1 Настоящий стандарт устанавливает требования к программному обеспечению для гидродинамического моделирования систем сбора и подготовки углеводородов газовых, газоконденсатных, нефтегазовых и нефтегаэоконденсатных месторождений.

1.2 Положениями настоящего стандарта руководствуются следующие субъекты хозяйственной деятельности:

• использующие программное обеспечение для гидродинамического моделирования систем сбора и подготовки углеводородов газовых, газоконденсатных, нефтегазовых и нефтегазоконденсатных месторождений:

• разрабатывающие программное обеспечение для гидродинамического моделирования систем сбора и подготовки углеводородов газовых, газоконденсатных, нефтегазовых и нефтегаэоконденсатных месторождений.

2 Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:

ГОСТ 8.417—2002 Государственная система обеспечения единства измерений. Единицы величин

ГОСТ 19.105—78 Единая система программной документации. Общие требования к программным документам

ГОСТ 19.601—78 Единая система программной документации. Общие правила дублирования, учета и хранения

ГОСТ 19.603—78 Единая система программной документации. Общие правила внесения изменений

ГОСТ 28195—89 Оценка качества программных средств. Общие положения

ГОСТ Р 8.645—2008 Государственная система обеспечения единства измерений. Метрологическое обеспечение работ по геологическому изучению, использованию и охране недр в Российской Федерации. Основные положения

ГОСТ Р 53712—2009 Месторождения нефтяные и газонефтяные. Программные средства для проектирования и оптимизации процесса разработки месторождений. Основные требования

ГОСТ Р ИСО/МЭК 9126—93 Информационная технология. Оценка программной продукции. Характеристики качества и руководства по их применению

ГОСТ Р ИСО/МЭК 12119—2000 Информационная технология. Пакеты программ. Требования к качеству и тестирование

Издание официальное

ГОСТ Р ИСО/МЭК 15910—2002 Информационная технология. Процесс создания документации пользователя программного средства

Примечание — При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов в информационной системе общего пользования — на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет или по ежегодному информационному указателю «Национальные стандарты», который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по выпускам ежемесячного информационного указателя «Национальные стандарты» за текущий год. Если заменен ссылочный стандарт, на который дана недатированная ссылка, то рекомендуется использовать действующую версию этого стандарта с учетом всех внесенных в данную версию изменений. Если заменен ссылочный стандарт, на который дана датированная ссылка, то рекомендуется использовать версию этого стандарта с указанным выше годом утверждения (принятия). Если после утверждения настоящего стандарта а ссылочный стандарт, на который дана датированная ссылка, внесено изменение, затрагивающее положение, на которое дана ссылка, то это положение рекомендуется применятьбез учета данного изменения. Если ссылочный стандарт отменен без замены, тоположе-ние. в котором дана ссылка на него, рекомендуется применять в части, не затрагивающей эту ссылку.

3 Термины и определения

В настоящем стандарте применены следующие термины с соответствующими определениями:

3.1 интегрированная модель: Математическая модель месторождения и промысла, которая состоит из одной или нескольких гидродинамических моделей, модели системы сбора и подготовки продукции и моделей течения флюидов в скважинах, которые решаются совместно.

3.2 резервуарный парк: Комплекс взаимосвязанных отдельных или групп резервуаров для хранения или накопления жидких продуктов (нефти, нефтепродуктов, жидких углеводородов, химических продуктов, воды и др.): оборудуется технологическими трубопроводами, запорной арматурой, насосными установками для внутрипарковых перекачек, системами сокращения потерь продуктов, безопасности, пожаротушения и средствами автоматизации.

3.3

трубопровод: Сооружение, состоящее из соединенных между собой труб с запорной арматурой и предназначенное для транспорта продуктов в газообразном, жидком или двухфазном состоянии.

[ОСТ 51.54—79 [1). статья 1.3)

Примечание — В программном обеспечении для гидродинамического моделирования систем сбора и подготовки углеводородов принято: многофазный трубопровод транспортирует продукцию скважин в трехфазном состоянии (жидкая УВ фаза, газообразная УВ фаза. вода).


3.4 управляющая фаза: Фаза, дебит которой передается моделью поверхностной сети для выполнения следующего расчетного шага. Дебиты остальных фаз рассчитываются гидродинамическим симулятором, исходя из необходимости обеспечения заданного дебита управляющей фазы.

4 Сокращения

В настоящем стандарте применены следующие сокращения:

ДКС — дожимная компрессорная станция;

ДНС — дожимная насосная станция;

КПД — коэффициент полезного действия;

ММП — многолетне мерзлые породы;

НКТ — насосно-компрессорные трубы:

ПД —программная документация;

ПО — программное обеспечение;

ССПУ — системы сбора и подготовки углеводородов:

У В — углеводороды:

у КП Г — установка комплексной подготовки газа;

УППГ — установка предварительной подготовки газа;

УППН — установка подготовки и перекачки нефти:

PVT — pressure (давление) volume (объем) temperatute (температура).

5 Общие положения

Программное обеспечение для гидродинамического моделирования ССПУ позволяет проводить численное моделирование течения флюидов от забоев скважин через поверхностные сети сбора и транспорта до УКПГ. УППГ. ДКС. ДНС или УППН, а при необходимости и далее до точек сдачи продукции в магистральные нефтегазопроводы или до резервуарных парков [2), [3].

Программное обеспечение для гидродинамического моделирования ССПУ может применяться как самостоятельно, таки в связке с гидродинамической моделью пласта (гидродинамическими моделями пласта) в составе интегрированной модели (пласт — поверхность).

Программное обеспечение для гидродинамического моделирования ССПУ применяется для решения следующих задач:

• оптимизация конструкции скважин;

- оптимизация конфигурации системы сбора и транспорта:

• оценка потенциала скважин, месторождений или отдельных групп скважин с учетом наземной инфраструктуры;

• прогнозирование показателей работы месторождений с учетом ограничений наземной инфраструктуры и возможностей оборудования.

- оптимизация режимов работы скважинного и поверхностного оборудования:

- ретроспективные и прогнозные расчеты балансов промысловой подготовки углеводородов:

• определение параметров пластовой смеси на входе в УКПГ. УППН:

• расчет режимов газосборной сети (в том числе условий образования жидкостных пробок в полости трубопроводов) и оборудования УКПГ:

• проектирование обустройства месторождений.

6 Исходные данные для программного обеспечения гидродинамического моделирования систем сбора и подготовки углеводородов

6.1 Параметры компонентов мсдели:

- насосов:

• компрессоров;

• за порно-регулирующей арматуры;

• конструктивных элементов скважин;

- сепараторов;

- охладителей;

• подогревателей;

- инжекционных клапанов (точек подачи ингибиторов):

• адсорберов.

6.2 PVT свойства и/ипи компонентный состав флюидов.

6.3 Параметры модели эмульсии (на основе лабораторных опытов).

6.4 Параметры модели иеньютоновской нефти (на основе лабораторных опытов).

6.5 Параметры модели асфальтосмолопарафиновых отложений.

6.6 Содержание воды в газе.

6.7 Характеристики закачиваемых ингибиторов (гидратообразования).

6.8 Геометрия и параметры скважин:

• траектория;

• интервалы перфорации скважин в измеренных или абсолютных глубинах;

- внутренний диаметр и шероховатость НКТ;

• внутренний диаметр, шероховатость и эквивалентная длина фонтанной арматуры:

• расположение компонентов модели, перечисленных в 6.1;

- расположение датчиков:

• температура вмещающих пород (обычно в виде зависимости температуры от глубины, отражающей также наличие ММП):

. эффективная теплопроводность (между НКТ и окружающими породами).

6.9 Геометрия и параметры трубопроводов и шлейфов:

• длина и профиль:

• внутренний диаметр и шероховатость.

- толщина стенки трубопровода;

• толщина и теплопроводность теплоизоляции трубопровода:

- расположение «точечных» компонентов модели:

• расположение датчиков;

• температура внешней среды (вмещающих пород, морской воды или окружающего воздуха, в том числе с учетом сезонных колебаний);

- эффективная теплопроводность (между трубопроводом и внешней средой).

6.10 Схема соединения трубопроводов и кустования скважин.

6.11 Дан ные для исторических расчетов и кал ибров ки моделей:

• история изменений в конструкции скважин и системе трубопроводов (смена копонны. замена насоса на бопее мощный, перекладка или перекоммутация трубопроводов и т. д.);

• история изменения рабочих точек оборудования (изменение мощности насоса, проходного диаметра штуцера и т. д.);

- исторические значения давлений, температур и расходов фаз по точкам, в которых проводились измерения.

6.12 Данные для прогнозных расчетов:

а) фиксированное или минимальное значение давления в конечной точке системы сбора (УППН. УКПГ и т. д.) или на выходе объекта подготовки (УППГ. УППН. УКПГ и т. д.):

б) целевое (плановое) или максимальное значение добычи нефти или газа или профиль добычи нефти или газа по годам, включая максимальное значение:

в) планируемые (возможные) изменения системы трубопроводов:

г) имеющиеся дополнительные ограничения (на добычу воды, скорость потока, добычу газа или конденсата, потребление электроэнергии и т. д.);

д) прогнозные составы добывав мото флюида;

в) давпение на выходе УКПГ (или ДКС);

ж) технологические ограничения по давлению, температуре и производительности оборудования УКПГ;

и) технологические ограничения оборудования дожимных компрессорных станций;

к) диапазон изменения диаметров проходного сечения устьевых штуцеров и кранов-регуляторов на газосборных шлейфах на входе в УКПГ.

л) граничные условия на скважинах:

1) кривые зависимости дебитов фаз от забойного давления, полученные из гидродинамической модели.

Примечание — Обычно меняются во времени по мере истощения месторождения;

2) модели материального баланса:

з) параметрические модели скважин.

Примечание — Обычно для получения граничных условий на скважинах используется одно из перечисленного выше.

6.13 Единицы измерения исходных данных

Исходные данные для ПО гидродинамического моделирования систем сбора и подготовки углеводородов измеряют в системе СИ в соответствии с ГОСТ 8.417 и ГОСТ Р 8.645.

7 Функциональные требования к программному обеспечению гидродинамического моделирования систем сбора и подготовки углеводородов

7.1 Импорт, подготовка и проверка исходных данных, перечисленных в разделе 6 настоящего стандарта.

7.2 ПО должно обеспечивать в каждой точке сети расчет следующих параметров:

• скорости фаз;

- расходные и истинные содержания фаз;

- температура;

• давление:

- объемные и массовые расходы фаз;

- режим течения среды (для многофазных потоков);

- возможность образования гидратов.

7.3 При этом следует учитывать следующие процессы (эффекты):

• зависимость дебита скважины от забойного давления (депрессии);

- теплообмен с вмещающими породами;

• потери давления и температуры (при дросселировании газа и газоконденсатной смеси) на дроо селях (штуцерах);

• работа насосов и компрессоров (с учетом их КПД и прочих ограничений, например на минимальное давление всасывания);

- сепарация флюидов;

. фазовые превращения в системе нефть — газ;

. фазовые превращения в системе газ — вода (в части выпадения конденсационной воды и испарения воды при нагревании);

- потери давления и температуры при движении флюидов по скважинам и трубопроводам:

• проскальзывание фаз при различных режимах многофазного потока;

• стратифицированный поток в трубопроводах с учетом профиля распределения скоростей фаз в сечении трубы.

7.4 При расчетах должны учитываться следующие основные физические закономерности.

• сохранение массы по компонентам;

• сохранение энергии:

- сохранение момента импульса (импульса):

• динамический режим транспорта углеводородов.

7 5 При работе в режиме интегрированной модели ПО должно обеспечивать двунаправленный обмен данными с гидродинамическим симулятором на каждом расчетном шаге, а именно:

• получение текущих значений продуктивности скважин по газу, нефти и воде на каждый шаг расчета;

- передачу в гидродинамический симулятор целевых значений дебита управляющей фазы (либо забойных давлений):

• одновременное взаимодействие с несколькими независимыми гидродинамическими моделями и синхронизация их временных шагов (для случаев, когда несколько месторождений или объектов разработки работают на общую систему сбора).

7.6 ПО должно обеспечивать возможность:

. расчета коэффициента теплопередачи на основании теплофизических свойств продукта, материала трубопровода, наличия и свойств теплоизоляции и свойств окружающей среды;

. выбора уравнения состояния для расчета фазовых превращений углеводородов (при условии композиционного моделирования);

• выбора методики расчета участков трубопроводов:

• работы в режиме верификации добычи.

Примечание — Задаются дебиты фаз. забойные давления и температуры на забоях скважин. минимальное давление в конечной точке сети, а также прочие ограничения, результатом расчета являются рабочие параметры оборудования (мощности насосов, проходные диаметры штуцеров и т. д.). а также давление и температура а конечной точке сети, позволяющие обеспечить заданные показатели, если возможно;

• работы в режиме адаптации по фактическим данным.

Примечание — Задаются фактические давления а узлах сети и фактические рабочие точки оборудования. а результатом являются дебиты фаз по скважинам, группам скважин и месторождению а целом;

- прогноза.

Примечание — Задаются значения давления а конечной точке сети и рабочие точки оборудования, а результатами расчета являются дебиты фаз по скважинам, группам скважин и месторождению а целом;

- оптимизации.

Примечание — Задаются минимальные значения давления а конечной точке сети, и максимальные (целевые) значения добитое нефти или газа, а также дополнительные ограничения. Результатом расчета являются дебиты фаз по скважинам, группам скважин и месторождению а целом, а также оптимальные рабочие параметры оборудования и значение давления а конечной точке сети, а также необходимые объемы подачи ингибиторов гидратообразования.

8 Требования к документированию программного обеспечения гидродинамического моделирования систем сбора и подготовки углеводородов

8.1 Для ПО для гидродинамического моделирования ССПУ разрабатывают ПД в соответствии с требованиями ГОСТ Р ИСО/МЭК 15910 и ГОСТ Р 53712. Общие требования к ПД соответствуют ГОСТ 19.105.

8.2 Дублирование, учет и хранение ПД проводят в соответствии с требованиями ГОСТ 19.601. Изменения в ПД вносят в соответствии с ГОСТ 19.603.

8.3 ПД на программное средство и (или) его компоненты должна предусматривать наличие подробного руководства пользователя на русском языке и содержать следующие сведения:

• область применения:

• данные о структуре (перечень модулей, базовый комплект, список дополнительных модулей);

- описание пользовательского интерфейса;

• описание опций;

- описание ключевых слов;

• описание порядка экспорта и импорта данных:

• описание применяемых алгоритмов и физических моделей.

9 Технические требования к программному обеспечению гидродинамического моделирования систем сбора и подготовки углеводородов

ПО должно удовлетворять следующим основным требованиям:

• функционирование на современных операционных системах и аппаратных платформах;

• обеспечение возможности параллельных вычислений для ускорения расчетов.

10 Подтверждение соответствия программного обеспечения гидродинамического моделирования систем сбора и подготовки углеводородов

Подтверждение соответствия ПО для гидродинамического моделирования ССПУ оценивают в соответствии с ГОСТ 28195, ГОСТ Р ИСО/МЭК 9126 и ГОСТ Р ИСО/МЭК 12119 путем:

- экспертного анализа руководства пользователя, с проверкой наличия описания функциональности. реализующей положения настоящего стандарта;

• физического запуска и экспертного анализа предоставленных производителем ПО тестов (включенных в состав поставки ПО или предоставленных разработчиками ПО), демонстрирующих реализацию функциональности.

Библиография

|1] ОСТ 51.54—79

[2] РД 153-39.0-047

(3) ВНТП 3—85


Транспорт гаде трубопроводный. Основные термины и определения 00 Регламент по созданию постоянно действующих геолого-технологических моделей нефтяных и газовых месторождений

Нормы технологического проектирования объектов сбора, транспорта, подготовки нефти, газа и воды нефтяных месторождений

УДК 004.45:006.354 ОКС 35.080 ОКП 425400

Ключевые слова: программное обеспечение, гидродинамическое моделирование систем сбора и подготовки углеводородов, исходные данные, функциональные требования, технические требования

Редактор О Л. Стопновсяая Технический редактор В.И. Прусакова Корректор М.С Кабашоаа Компьютерная верстка ИЛ. Напейяиноо

Сдано а набор 13.07.201S. Подписано а печать 13.08.2015. Формат 60 * 64^ Гарнитура Уел. печ. л. 1.40 Уч.«иэд. л. 1.00. Тираж 40 ли. Зак. 2620.

Иадано и отпечатано ео ФГУП «СТЛНДАРТИНФОРМ». 12399S Москва, Гранатный пер.. 4.