ого, деякі конденсатні гази можу містити важкі вуглеводні, які роблять передбачення неточними.
Диференціальний коефіцієнт Дж-Т був визначений спільним використанням теплового розширення і теплоємності. Для цього використовувався флуктуаційний метод, розроблений в [5] Lagache та іншими, а також потенціал міжмолекулярної взаємодії AUA [38], згаданий в розділі 1.4.
Результати моделювання диференціального коефіцієнта Дж-Т представлені на малюнку 11, де показана залежність від тиску при температурі 463 К. Ці результати можна підтвердити шляхом вимірювання інверсного тиску, тобто тиску, при якому коефіцієнт Дж-Т змінює свій знак. Розраховані і експериментально певні інверсні тиску представлені в таблиці 6. Для порівняння також представлені результати розрахунків родовища San Joaquin Valley з [46].
Малюнок 11. Розрахований коефіцієнт Дж-Т, T=463 K. Дані про природний газ San Joaquin Valle з [6]
Таблиця 5. Інверсне тиск при Т=463 К
MedeA-Gibbs Р інв, МПаЕкс. Р інв, МПаСН 2 5757С 2 Н 6 5050Бавлінское месторожденіе40-San Joaquin Valley fluid [6] 4242
Для визначення інтегрального коефіцієнта Дж-Т був використаний метод прямого підрахунку інтегрального коефіцієнта Дж-Т шляхом побудови ізоентальпійних ліній на PT діаграмі.
Інтегральний коефіцієнт Джоуля-Томпсона був визначений за допомогою ізоентальпійний ліній отриманого графіка і рівняння
, де H - ентальпія.
Таблиця 6. Інтегральний коефіцієнт Джоуля-Томпсона для Бавлінского родовища для діапазону тисків 10-50 МПа
T, К340362380415441? Дж-T, К/МПа1, 41,451,31,451,65
Отже, метод Монте-Карло дозволяє проводити обчислення широкого PT діапазону для визначення ентальпій H=H . У результаті цього можна побудувати ізоентальпійние лінії і обчислити інтегральний коефіцієнт Джоуля-Томпсона. Даний метод дає результати, що корелюють з даними, отриманими флуктуаційним методом.
.5 Фазові діаграми
Рівноважні властивості як чистих систем, так і сумішей були досліджені, використовуючи двухфазное моделювання в ансамблі Гіббса NVT.
Залежності тиску насичених парів природного газу Бавлінского родовища і метану і їх фазові діаграми представлені відповідно на рисунках 13 і 14. Також були визначені критичні тиск і температура для метану і для природного газу. Результати моделювання для метану добре узгоджуються з експериментальними даними з [39].
Що стосується суміші природного газу, то його критичні параметри, а точніше псевдокрітіческіе, являють собою середньозважені критичні константи окремих компонентів суміші. І згідно з цим правилом критичні параметри досліджуваного природного газу Tc=284 K, Pc=4.6 MПa. Настільки істотне відхилення і негладких характер кривих для суміші природного газу можна пояснити тим, що кожен компонент суміші змінює свою фазу при різних умовах, в результаті чого в суміші присутній поділ і співіснування різних компонентів у різних фазових станах. Інший фактор, що пояснює подібну поведінку, це флуктуації щільності та енергії поблизу критичних точок. У нашому випадку ситуація ускладнена ще й многокомпонентностью суміші.
Відношення кількості речовини в газоподібному фазі до кількості речовини в рідкій фазі для компонента i - коефіцієнт...
