2. Результаты расчетов

В этом разделе будут представлены результаты расчетов для Бавлинского месторождения, находящегося на юго-востоке республики Татарстан, а также для Ишимбайского месторождения республики Башкортостан. Оба месторождения нефтяного (или попутного) газа, который встречается в свободном состоянии в виде скопления над нефтяной залежью или в растворенном виде в нефти.

Следует отметить, что подобные расчеты могут быть проведены для любой смеси природного газа.

1. Параметры моделирования

2. Расчеты были проведены на модулеGIBBS, встроенном в интерфейсMedeA©. Были использованы периодические граничные условия для моделируемой ячейки. Был использован потенциал Леннард-Джонса (6-12) [³²,³³,³⁴] вместе с правилом смешивания Лоренц-Бертело [³⁵]. Радиус обрезания (cutoff) составлял половину длины ячейки. Заряды не учитывались, поскольку число молекул с электростатическими зарядами (CO2) было очень мало, и их электростатической энергией взаимодействия было пренебреженно. Для тяжелых алканов также были использованы потенциалы изгиба и кручения. Для получения сходящихся результатов было использовано порядка 3*10⁷ шагов, причем для усреднения были использованы только последние 50% данных.Определение плотностей

Природный газ Бавлинского месторождения состоит из 7 основных компонентов [³⁶]. Общее число молекул в моделируемой системе было принято равным 500. В таблице 3 представлены эти данные. Аналогичная таблица представлена и для другого Ишимбайского месторождения республики Башкортостан. Эти смеси отличаются не только процентным соотношением компонентов, но и композицией: в смеси Ишимбайского месторождения также содержится сероводород.Для расчета плотностей было использовано однофазное моделирование вNPTансамбле. Для углеводородов были выбраны силовые поляAUA, описанные в разделе 1.4: для СН₄был использован СН₄-Mollerпотенциал [³⁷], для алкановAUAпотенциал [³⁸].Сначала были подсчитаны плотности каждого компонента смеси Башкирского месторождения при нормальных условиях (273 К и 0.013 МПа) для сравнения с табличными данными. Результаты этих расчетов, а также табличные данные представлены на рисунке 5.

На рисунке 6 представлены результаты расчетов плотностей смеси природного газа Бавлинского и Ишимбайского месторождения в зависимости от давления от 30 до 110 МПа при пластовой температуре принятой равной 463 К и 310 K. Кроме того, расчеты были выполнены и для чистого газа метана. Экспериментальные данные для метана из [³⁹] согласуются с результатами моделирования.

Компонент	СН4	С2Н6	С3Н8	С4Н10	С5Н12	СО2	N2
Объемная доля компонента в газе, %	35	20.7	19.9	9.8	5.8	0.4	8.4

Таблица 3. Процентное содержание компонентов смеси газа Бавлинского месторождения республики Татарстан [36].

Компонент	СН4	С2Н6	С3Н8	С4Н10	С5Н12	СО2	N2	H2S
Объемная доля компонента в газе, %	42.4	12	20.5	7.2	3.1	1.0	11	2.8

Таблица 4. Процентное содержание компонентов смеси газа Ишимбайского месторождения республики Башкортостан [36].

Рисунок 5. Плотности каждого компонента природного газа Бавлинского месторождения (экспериментальные данные из [36]) при 273 К и 0.013 МПа.

Рисунок 6. Зависимость плотности метана и природных газов Бавлинского и Ишимбаевского месторождений (экспериментальные данные для метана из [39]).

Сравнение с имеющимися экспериментальными данными говорит о том, что использованные силовые поля и параметры моделирования, а также длительность вычислений удовлетворительны для описания подобных систем.

Как и следовало ожидать, при более высоких температурах смеси имеют меньшую плотность. Смесь Ишимбайского месторождения имеет более низкую плотность, чем смесь Бавлинского месторождения, поскольку эта смесь содержит больше метана и неуглеводородных газов с меньшей плотностью.