Определение фазового состояния углеводородных смесей на основе кубических уравнений состояния является неотъемлемой частью моделирования технологических процессов, сопровождающих разработку месторождений. При использовании уравнений состояния необходимо определить критические свойства каждого компонента или фракции, входящих в состав смеси. Качество входных данных в виде корректно заданных значений критических параметров влияет на достоверность результатов моделирования. Критические свойства чистых компонентов, таких как метан, этан и др., являются справочными данными. Однако данные в библиотеках наиболее известных программных комплексов (ПК) отличаются от значений критических параметров, приведенных в справочниках и используемых в других ПК. Расчет параметров свойств фракций осуществляется на основе различных корреляционных зависимостей, при этом отсутствуют универсальные корреляции для определения свойств фракций. Это обусловливает необходимость сравнения значений свойств, вычисляемых по корреляциям и приведенных в справочниках и библиотеках ПК.
В статье представлены результаты анализа значений критических свойств индивидуальных веществ, приведенных в справочной литературе, свойств фракций, рассчитываемых по корреляциям и используемых в коммерческом ПО, с целью определения наиболее качественного набора данных. По итогам выполненного анализа разработаны рекомендации по использованию различных корреляций. Это позволит получать достоверные результаты при моделировании фазового равновесия и расчете PVT свойств флюидов. Полученные результаты могут быть использованы при разработке инструментов для моделирования технологических процессов, в частности, в корпоративном программном комплексе «РН-СИМТЕП».
Список литературы
1. Михайлов В.Г., Волков М.Г., Халфин Р.С. Алгоритм автоматизированной настройки термодинамической модели углеводородной системы на лабораторные данные месторождений Западной Сибири // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2017. – № 4 (110). – С. 100–110.
2. Брусиловский А.И. Фазовые превращения при разработке месторождений нефти и газ. – М.: Грааль, 2002. – 575 с.
3. Ahmed T. A Equation of State and PVT Analysis. Applications for Improved Reservoir Modeling. – Elsevier, 2016. – 626 p.
4. Pedersen K.S., Christinsen P.L., Shaikh J.A. 0 Phase Behavior of Petroleum Reservoir Fluids. – CRC Press, 2015. – 446 p.
5. Whitson C.H., Brule M.R. Phase behavior. – Texas: SPE, 2000. – 235 p.
6. Варгафтик Н.Б. Справочник по теплофизическим свойствам газов и жидкостей. – М.: Наука, 1972. – 721 с.
7. Методы расчета теплофизических свойств газов и жидкостей. ВНИПИнефть, Термодинамический центр В/О «Нефтехим». – М.: Химия, 1974. – 248 с.
8. Рид Р., Праусниц Дж., Шервуд Т. Свойства газов и жидкостей / пер. с англ. под ред. Б.И. Соколова. – Л.: Химия, 1982. – 592 с.
9. Фатеев Д.Г. Исследование фазовых переходов газоконденсатных смесей в условиях аномально высокого пластового давления: дисс. ... канд. тех. наук. – Тюмень, 2015. – 131 с.
10. Aspen HYSYS Simulation Basis. – Aspen Technology, Inc., 2017. –527 p.
11. https://www.pvtsimnova.com/uploads/Modules/Footerbrochure/pvtsim-technical-overview-2018.pdf
12. PVTi Reference Manual// Schlumberger, 2010. – 428 p.
13. Katz D.L, Firoozabadi A. Predicting Phase Behavior of Condensate/Crude-Oil Systems Using Methane Interaction Coefficients // J. Petrol. Technol. – 1978. – V. 30. – November. – Р. 1649–1655.
