ИСТИНА

В настоящее время в нефтяной отрасли используется ряд программных комплексов (PVTSim, WinProp CMG, Aspen HYSYS и др.), моделирующих межфазный массообмен в природных нефтях, газоконденсатных смесях и т.д. [1]. Расчет парожидкостного равновесия многокомпонентных углеводородных систем проводят также при численном моделировании физических процессов в залежах (симуляторы Eclipse 300, CMG GEM и др.). Особое значение такие расчеты имеют, когда проект разработки залежи углеводородного сырья предполагает закачку многокомпонентных газовых смесей («жирный» газ, воздух и др.) в целях повышения нефтеотдачи [1—4]. Существующие программные продукты используют методы расчета парожидкостного равновесия, опирающиеся на различные кубические уравнения состояния смеси углеводородных компонентов. Наиболее часто применяют уравнения состояния Пенга–Робинсона и Соаве–Редлиха–Квонга [1—4]. Настоящая работа является продолжением выполненных ранее исследований [5, 6]. В рамках работ [5, 6] был создан программный комплекс на языке Python, позволяющий проводить численное моделирование парожидкостного равновесия смеси углеводородов (рассматривался парафиновый ряд) с использованием трех различных кубических уравнений состояния: Пенга–Робинсона, Соаве–Редлиха–Квонга и Брусиловского. Разработка данного программного комплекса позволила сопоставлять значения параметров парожидкостного равновесия смесей, рассчитанных при использовании этих отличающихся друг от друга уравнений состояния [5, 6]. В настоящей работе с помощью разработанного программного комплекса было изучено влияние выбора конкретного уравнения состояния на результат моделирования массообменных процессов между жидкой и газовой фазой при фиксированных термобарических условиях. Выполненные расчеты позволили оценить, как выбор уравнения состояния скажется на результатах моделирования динамики процесса извлечения углеводородного сырья из залежи.