Расчет дискретных функций характеристических кривых фазового поведения многокомпонентных углеводородных систем

Abstract

This article describes a new and unique way to calculate the characteristic curves of phase behavior for oil-type systems on pressure-temperature (thermobaric) plane. The authors touch upon such aspects of phase behavior modeling as method of determining the equilibrium vapor-liquid ratio in specific thermobaric conditions, formal model of system under study structure, determination scheme of phase behavior regions and calculation algorithm of isolines of gas/liquid mass-content. The basic mathematical apparatus of the proposed method is the Peng-Robinson equation-of-state, in this connection the problems of component-fractial composition formation for hydrocarbon mixtures and the selection of relevant formulas for the physical and chemical parameters of fractions are considered. Target curves represented as the discrete functions, each one describe a fixed separation relation in the two-phase region of the system, and their calculation algorithm – as geometric rule set on thermobaric plane consisting computation logic. The key feature of proposed method is the accounting of retrograde evaporation/condensation phenomena for each isoline without reference to any other characteristic curves, and also high scalability of the final result. The calculation algorithms listed in the article were implemented as. NET-software using parallelization technologies. Software-based phase behavior model is graphically illustrated and verified by contact condensation experimental data gathered on reservoir sample of real gas-condensate sample. Since the extraction, processing and transportation of hydrocarbons is unthinkable without a reliable phase states theory, this research can be applied in the most diverse areas of the oil and gas industry.

Описывается оригинальный способ расчета характеристических кривых фазового поведения систем типа «нефть» на плоскости температура – давление (термобарической). В статье затронуты такие аспекты моделирования фазового поведения, как метод определения равновесного парожидкостного соотношения в данных термобарических условиях, построение формальной модели исследуемой системы, схема локализации областей фазового поведения и алгоритм расчета изолиний массового содержания газа/жидкости. Основой математического аппарата для предлагаемого метода служит уравнение состояния Пенга – Робинсона, в связи с чем отдельно рассматриваются вопросы формирования компонентно-фракционного состава углеводородных смесей и подбора соответствующих зависимостей для определения физико-химических параметров фракций. Целевые кривые представляются как дискретные функции, описывающие фиксированное сепарационное соотношение в двухфазной области системы, а алгоритм их построения – как набор геометрических правил на термобарической плоскости, составляющих управляющую логику вычислений. Ключевой особенностью предлагаемого метода является учет для каждой конкретной изолинии явлений ретроградного испарения/конденсации без привязки к другим характеристическим кривым, а также высокая масштабируемость конечного результата. Приведенные в статье расчетные алгоритмы были программно реализованы в среде. NET с использованием технологий распараллеливания. Модель фазового поведения, полученная на основе разработанного программного обеспечения, графически иллюстрируется и проверяется на примере эксперимента контактной конденсации для пробы пластового флюида реальной газоконденсатной системы. Поскольку добыча, переработка и транспортировка углеводородного сырья немыслимы без достоверной теории фазовых состояний, данное исследование может найти свое применение в самых различных областях нефтегазовой отрасли.