Прогнозирование фазового состояния многокомпонентных углеводородных систем, содержащих воду, является важным аспектом при моделировании технологических процессов разработки месторождений. Наличие воды в составе добываемой продукции может существенно влиять на фазовое состояние, а также на численные параметры PVT-свойств. Это может привести к нарушению режимов работы оборудования, вплоть до возникновения аварийных ситуаций. Моделирование фазового состояния многокомпонентных систем, содержащих воду или другие полярные вещества, требует расширения существующих и разработки новых расчетных методик. Использование кубических уравнений состояния является общепринятой методикой для моделирования технологических процессов, сопровождающих разработку месторождений. Одним из способов расширения применимости кубических уравнений состояния для моделирования систем, содержащих полярные молекулы, таких как вода или спирты, является использование нестандартных правил смешивания, например Кабади – Даннера, Хьюрона – Видала и др., позволяющих учесть взаимное растворение компонентов в фазах. Корректное определение фазового состояния, составов фаз, а также PVT-свойств углеводородных систем позволяет подобрать оптимальные режимы функционирования оборудования.
В статье представлены методика и результаты расчетов фазового равновесия многокомпонентных углеводородных систем, содержащих воду или другие полярные молекулы. За основу взяты результаты ряда работ, которые позволяют рассчитывать равновесие бинарных систем газ – вода. Проведено обобщение методики для возможности расчета трехфазного равновесия газ – нефть – вода, а также частных случаев газ – нефть, газ – вода, нефть – вода. Получена система уравнений для расчета фазового равновесия и определения долей фаз. Предложены поправки для начальных значений констант фазового равновесия. Проведено сравнение результатов расчетов с экспериментальными данными и результатами расчета в коммерческом программном обеспечении. По итогам проведенного анализа показано, что предложенная методика позволяет получать достоверные результаты при моделировании фазового равновесия и может быть использована для решения производственных задач. Методика реализована в корпоративном программном комплексе «РН-СИМТЕП».
Список литературы
1. Ющенко Т.С. Математическое моделирование PVT-свойств газоконденсатных систем, контактирующих с остаточной водой в пористой среде // Вести газовой науки. – 2015. – № 4(24). – С. 38–45.
2. Lindeloff N., Michelsen M.L. Phase envelope calculations for hydrocarbon-water mixtures // SPEJ. – 2003. – V. 9. – P. 298-303. – https://doi.org/10.2118/85971-PA
3. Huron M.J., Vidal J. New mixing rules in simple equations of state for representing vapor-liquid equilibria of strongly non ideal mixtures // Fluid Phase Equilibria. – 1979. – V. 3. – P. 255–271. – https://doi.org/10.1016/0378-3812(79)80001-1
4. Сравнительный анализ свойств компонентов и фракций при PVT-моделировании/ У.Р. Ильясов, А.Г. Лутфурахманов, Д.В. Ефимов, А.А. Пашали // Нефтяное хозяйство. – 2020. – №5. – С. 64-67. – https://doi.org/10.24887/0028-2448-2020-5-64-67
5. Брусиловский А.И. Фазовые превращения при разработке месторождений нефти и газа. – М.: Грааль, 2002. – 575 c.
6. Wang Y., Han B., Liu R. Solubility of CH4 in the Mixed Solvent t-Butyl Alcohol and Water // Thermochimia Acta. – 1995. – V. 253. – P. 327-334. – https://doi.org/10.1016/0040-6031(94)02011-C
7. Experimental study on the Solubility of Natural Gas Components in Water with or without Hydrate Inhibitor/ L.K. Wang, G.J. Chen, G.H. Han [et al.] // Fluid Phase Equilibria. – 2003. – V. 207. – P. 143-154. – https://doi.org/10.1016/S0378-3812(03)00009-8
8. Chapoy A., Coquelet C., Richon D. Solubility measurement and modeling of methane/water binary system at temperatures from 283.15 to 318.15 K and pressure up to 35 MPa // Fluid phase equilibria. –2003.– V. 214(1). – P. 101-117. – https://doi.org/10.1016/S0378-3812(03)00322-4
9. Culberson O.L., McKetta J.J.Jr. Phase equilibria in hydrocarbon-water systems: III – Solubility of methane in water at pressures to 10,000 psia // J. Pet Technol, – 1951. – V. 3. – P. 223-226. – https://doi.org/10.2118/951223-G
10. Liquid water-hydrate equilibrium measurements and unified predictions of hydrate-containing phase equilibria for methane, ethane, propane, and their mixtures/ Y. S. Kim, S. K. Ryu, O. Yang, C. S. Lee//Ind. Eng. Chem. Res. –2003. – V. 42. – P. 2409-2414. – https://doi.org/10.1021/ie0209374
11. Yang S.O., Cho S.H., Lee C.S. Measurement and Prediction of Phase Equilibria for Water + Methane in Hydrate Forming Conditions // Fluid Phase Equilibria. – 2001. – V. 185. – P. 53-63. – https://doi.org/10.1016/S0378-3812(01)00456-3
12. Намиот А.Ю., Бондарева. М.М. Растворимость газов в воде под давлением. – М.: Гостоптехиздат, 1963. – 145 с.
13. Liu Y., Zhu J. Experiment and prediction of water content of sour natural gas with an modified cubic plus association equation of state // Polish Journal of Chemical Technology. – 2018. – V. 20(2). – P. 98-106. – https://doi.org/10.2478/pjct-2018-0029
14. https://www.aspentech.com/en/products/engineering/aspen-hysys
