Тер-Саркисов P.M. Разработка месторождений природных газов

Подождите немного. Документ загружается.

нове эмпирический

подход

и являющегося, по

существу,

графоаналитичес-

ким;

использование комбинированных методов, основанных на примене-

нии

уравнений состояния для описания свойств паровой фазы и теории

регулярных растворов для расчета коэффициентов активности компонен-

тов смеси в жидкой фазе;

применение

единых уравнений состояния для описания свойств сосу-

ществующих равновесных фаз.

Последний

из подходов к расчету фазового равновесия с использова-

нием

уравнений состояния наиболее распространен в последнее время. Он

основан

на строгом применении классических положений термодинамики

многокомпонентных

систем — равенстве химических потенциалов

(лету-

честей) компонента смеси во

всех

сосуществующих фазах.

Существующие уравнения состояния и уравнение фазовых

концентраций

многокомпонентных смесей

Для чистого вещества уравнение состояния одновременно описывает свой-

ства паровой и жидкой фаз на линии насыщения. Для многокомпонентной

системы уравнение состояния представляет собой термодинамическую мо-

дель равновесных паровой и жидкой фаз в отдельности. Применение урав-

нения

состояния позволяет рассчитать основные параметры углеводород-

ной

смеси: компонентные составы равновесных фаз, их долю и плотность,

термодинамически согласованные теплофизические свойства. Использова-

ние

уравнений состояния представляет также возможность расчета фазово-

го равновесия самых разнообразных по составу углеводородных смесей,

том числе содержащих и неуглеводородные компоненты, а также моде-

лировать не только двухфазное парожидкостное, но и многофазное рав-

новесие (например, пар — жидкость — жидкость, пар — жидкость — твердое

тело).

Особенно значительное развитие методов математического моделиро-

вания

фазового равновесия систем природных углеводородов с применени-

ем единых уравнений состояния началось с середины 70-х годов. К насто-

ящему времени предложено большое число уравнений состояния для опи-

сания

свойств систем природных углеводородов. В инженерной практике

широко

применяются два вида уравнений: многокоэффициентные и куби-

ческие.

Многокоэффициентные уравнения состояния представляют собой

записанные

в вириальной форме уравнения состояния. Входящие в уравне-

ние

вириальные коэфициенты учитывают различные взаимодействия час-

тиц

вещества (парные, тройные, четвертные и т.д.). Уравнения состояния в

вириальной

форме теоретически достаточно обоснованы для газов малой

плотности. Использование же этих уравнений для описания состояния ве-

щества при больших плотностях связано со сложностью определения ви-

риальных коэффициентов более высокого порядка. В связи с этим в по-

следнее время создаются эмпирические уравнения состояния, в которых

давление представлено в виде полинома от плотности с коэффициентами,

зависящими

от температуры. Эти уравнения содержат также экспоненци-

альный член, введенный для компенсации членов более высокого порядка

вириального уравнения.

Из

уравнений этого типа для моделирования парожидкостного равно-

весия

и теплофизических свойств смесей легких углеводородов наиболее

261

широко

применяется восьмикоэффициентное уравнение Бенедикта —

Вебба —Рубина (BWR) с его модификациями и 11-коэффициентное уравне-

ние

состояния Стерлинга — Хана (SH) (также являющееся модификацией

уравнения BWR). Многокоэффициентные уравнения BWR и SH достаточно

сложны, и для получения корней этих уравнений требуются значительные

по

времени счета итерационные процедуры. Для инженерных расчетов при

моделировании фазового равновесия и теплофизических свойств систем

природных углеводородов удобнее кубические (относительно объема) урав-

нения

состояния. Их теоретической основой является уравнение Ван-дер-

Ваальса, описывающее соотношение термических параметров реального

газа. К настоящему времени опубликовано очень большое число модифи-

каций

уравнения состояния Ван-дер-Ваальса.

Значительным прогрессом в модификации уравнения Ван-дер-Ваальса

явилось

уравнение Редлиха — Квонга (RK), опубликованное О. Redlich,

J.N.S.

Kwong

в 1949 г. В дальнейшем для повышения точности расчетов

уравнение RK уточнялось различными авторами. Наиболее известными мо-

дификациями

уравнения RK явились уравнения Редлиха — Квонга — Вильсона

(RKW) и Соаве-Редлиха-Квонга (SRK).

В 1975 г. D.Y. Peng и D.B. Robinson разработали модификацию урав-

нения

Ван-дер-Ваальса — уравнение Пенга — Робинсона (PR), получившее

широчайшее применение в практике моделирования процессов разработки

эксплуатации газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений,

транспорта и переработки природных углеводородов. При разработке этой

модификации

кубического уравнения состояния D.Y. Peng, D.B. Robinson

удалось повысить точность расчета свойств жидкой фазы, а также точ-

ность моделирования свойств смесей углеводородов вблизи критической

точки.

На это указывают исследования оценки точности расчетов парамет-

ров различных веществ (в сравнении с экспериментальными данными) по

известным уравнениям состояния, выполненные различными авторами. К

настоящему времени уже разработаны различные модификации уравнения

PR.

Наиболее известны из них модификации: А.И. Брусиловского, Т. Ah-

med, B.S.

Jhavery

и G.K.

Youngren,

J.J. Martin, R.

Stryjek

и J.H.

Vera,

H.M.

Lin, G.

Joffe,

W.I. Cubic, G. Schmidt и Н.

Wenzel,

A. Harmens и

Knapp, G. Heyen, N.C. Patel и A.S.

Teja,

а также T.-M. Guo, L.-G. Du,

K.S Pedersen, A. Fredenslund.

В данной работе алгоритмы и схемы расчета фазового состояния мно-

гокомпонентной

смеси и физико-химических свойств газовой и жидкой

фаз

составлялись автором с сотрудниками с использованием уравнения

Пенга

— Робинсона (PR):

= -

- -

, (3.8)

^ V-b

V(V+b)+b(V-b)

где р, Т — давление и температура; V — молярный объем; а, Ь —

коэф-

фициенты

уравнения.

Для многокомпонентной смеси коэффициенты a, b определяются в

виде

Л Л

см

где п — число компонентов смеси; а„ Ь, — коэффициенты индивидуаль-

262

ных компонентов смеси,

г|, —

молярная доля компонента;

—

поправоч-

ный

коэффициент, учитывающий взаимодействие молекул.

Коэффициенты

а и Ь

отдельных компонентов выражаются

следую-

щем виде:

а(Т)а

кр

(3.10)

где

кр

0,45724^;

Ркр

о(Л

= (

0,37464+1,54226

w-0,26992

(здесь

а) —

ацентрический фактор);

рт

Ъ =

0,0778-^-. (3.11)

Ркр

Фазовое состояние многокомпонентных систем описывалось уравне-

ниями

фазовых концентраций, которые

для

двухфазной смеси (пар

—

жидкость) имеют

вид

•

(3.12)

;

(3.13)

l)'

у)ргМ

(3.14)

(1-у)р

+ур

где

v —

мольная доля газовой фазы

смеси, является корнем уравнения

(fe

1)z

^0;

(3.15)

l)v

=Ъ

У1

Мг,

S^M,-;

К, = х/у,

(3.16)

Условия нормировки состава

i i

Sz,=Sy,=Zx,=l.

(3.17)

/=1

i=i 1=1

Условные обозначения, используемые

при

описании модели:

К, — кон-

станта равновесия

/-го

компонента;

z, —

мольная доля

z'-го

компонента

смеси;

у,, х

;

—

мольные доли

/-го

компонента

газовой

жидкой фазах;

—

мольная доля газовой фазы;

, р

—

плотности газовой

жидкой

фаз;

щ., ^

—

вязкости газовой

жидкой

фаз; k, m —

абсолютная прони-

цаемость

пористость пласта; М

—

молярные массы газовой

и жид-

кой

фаз; M

—

молярная масса

z'-го

компонента;

S —

насыщенность поро-

вого пространства жидкой фазой;

N —

число молей

единице объема

смеси;

р —

давление;

/ —

число компонентов

системе.

Мольная

доля газовой фазы определяется следующим образом:

263

если

2^z,K,

< 1, то v = О

(смесь в однофазном жидком состоянии);

если Zd^- < 1, то v = 1

.=1 К,

(смесь в однофазном газовом состоянии);

если условия не выполняются, то v находится в интервале [0 < v < 1]

является единственным корнем уравнения концентраций.

Описание

псевдокомпонентами углеводородов фракций

группы С

5+ъысшие

газоконденсатных смесей

Одной из основных проблем математического моделирования поведения

реальных газоконденсатных смесей является адекватная замена их искусст-

венными

смесями с меньшим числом компонентов. В углеводородной сис-

теме, моделирующей реальную газоконденсатную систему, производится

замена отдельных фракций системы некими псевдокомпонентами. Наибо-

лее сложным при моделировании пластовых углеводородных систем пред-

ставляется объединение отдельных фракций реальной системы в псевдо-

компоненты

и определение свойств этих псевдокомпонентов. В некоторой

степени свобода действий в выборе псевдокомпонентов смеси появляется

при

ее подборе для проведения расчетных исследований различных про-

цессов,

связанных с газоконденсатными системами. В этом

случае

возмож-

но

варьирование в довольно широких пределах свойств псевдокомпонен-

тов, т.е. присвоение основным параметрам псевдокомпонентов значений,

отличающихся от значений встречающихся в природе индивидуальных уг-

леводородов.

Объединение отдельных углеводородов в псевдокомпоненты, при за-

данном

числе последних, во многих случаях основывается на эмпирических

подходах.

При более точном моделировании с достаточно большим числом

псевдокомпонентов углеводороды С, —С

(а иногда и С

даже

), а так-

же кислые компоненты (N

и H

S), как правило, представляются в мо-

дельной смеси без каких-либо изменений. Пседокомпонентами заменяются

более тяжелые компоненты — соответственно С

или же С

и С

. При

моделировании реальной системы трехкомпонентными смесями в один из

псевдокомпонентов включаются С, (а также при его наличии и N

), во вто-

рой

— углеводороды С

—С

а в третий — С

. Особенно сложной задачей

представляется описание углеводородов фракций группы С

5+высшие

Адекват-

ная

замена этих углеводородов меньшим числом неких псевдокомпонентов

существенно

улучшает

точность выполняемых расчетов фазового поведе-

ния

природных углеводородных систем. В связи с этим решению данной

проблемы уделялось значительное внимание многими исследователями.

Общий

подход

при определении параметров группы С

5+В

шие (работы

Г.Р. Гуревича и А.И. Брусиловского, А.И. Гриценко с соавторами) заключа-

ется в условном разделении на отдельные составляющие (фракции), пара-

метры которых практически не меняются с изменением давления и темпе-

ратуры. Такие свойства, как средняя температура

кипения,

плотность и

молекулярная масса, определяются обычно экспериментально. Остальные

свойства рассчитываются по различным корреляционным зависимостям,

264

полученным для чистых веществ экспериментальным путем.

Группу

+высшие

на

фракции распределяют по

результатам

фракционной разгонки

дебутанизированного конденсата (ДБК) по истинным температурам

кипе-

ния

(ИТК).

При отсутствии фракционной разгонки для условного разделе-

ния

группы С

5+высшие

применяют графический способ. Разбивка на фракции

ДБК

производится произвольно, но с условием, что при разбивке должны

быть известны плотность, масса и средняя температура кипения фракций.

В этих же

работах

представлены свойства 26 фракций группы С

5+высшие

определенные в

результате

экспериментального изучения парожидкостного

равновесия и свойств ДБК пластовых смесей 56 отечественных и

зарубеж-

ных месторождений.

Методы аппроксимации тяжелого остатка нефтяных и газоконденсат-

ных систем псевдокомпонентами общим числом до восьми представлены в

работах

Е. Gonzalez, P. Colonomos, I. Rusinek, K.H. Coats, G.T. Smart,

Y.K. Li, L. Nghiem, A. Siu. Наиболее интересна

схема

выделения псевдо-

компонентов,

основанная на решении задачи линейного программирования

с целевой функцией, представляющей собой отклонение свойств псевдо-

компонентов

и реальных компонентов. Решение находится среди псевдо-

компонентов,

в которые объединяются близкие по свойствам реальные

компоненты.

Группируют

реальные компоненты в псевдокомпоненты по

каждому разряду значений констант фазовых равновесий. Модели с не-

прерывно-распределенными псевдокомпонентами для характеристики тя-

желого остатка углеводородной смеси разработаны J.G. Brian, E.D. Glandt,

М.Т. Katzsch, H. Kehlin. Метод "проб и ошибок" является основой способа

подбора псевдокомпонентов для

углеводородов

Метод "полунепрерывного" термодинамического описания использо-

вали для моделирования фракций С

малым числом (два-три) псевдоком-

понентов.

Он заключался в представлении углеводородной смеси в виде

дискретно и частично в виде непрерывно распределенных компонентов.

Дискретными компонентами представляются легкие

углеводороды

и кислые

компоненты,

а непрерывно распределенными — тяжелые компоненты.

Тяжелые компоненты (остаток) описываются некой функцией распределе-

ния,

которую выбирают, исходя из основных свойств компонентов, вхо-

дящих в остаток, таких как молекулярная масса, температура кипения и

т.д. В параметры уравнения состояния для смеси помимо значений

коэф-

фициентов

для дискретных компонентов включается также интеграл от

параметра, представляющего собой произведение функции распределения

непрерывных компонентов на соответствующие коэффициенты компонен-

тов из этой группы. Полунепрерывное термодинамическое описание про-

изводят, выполняя

следующие

операции: выбор функции распределения

компонентов,

подгонку параметров функции распределения для моделиро-

вания

фракций, расчеты по уравнению состояния как для случая существо-

вания

в системе только одних дискретных компонентов. Использование в

качестве основного параметра давления кипения каждой фракции при

группировке их в пседокомпоненты было предложено S.T. Lee. По его ме-

тоду

для каждого параметра, характеризующего исследуемые свойства

фракций,

строится график зависимости параметра от давления кипения

(как

независимого параметра). В один и тот же псевдокомпонент объеди-

няются

фракции, имеющие близкие наклоны линий зависимости различ-

ных свойств от давления

кипения.

Достаточно сложный статистический

метод

объединения индивидуальных компонентов с минимизацией ошибки

265

вычислениях насыщенности фазами предложен R.K. Mehra с соавторами.

При

этом для каждой пары последовательных фракций уточняют, объеди-

няются

ли они в один компонент.

Основой

метода группировки компонентов, представленного в работе

A. Danesh, Dong-hal Xu, A.C. Todd [57], являются группировка компонен-

тов по их концентрации и молекулярной массе и новое правило смешения

для коэффициентов уравнения состояния. Реальные компоненты выстраи-

ваются в соответствии с их температурой кипения и объединяются в не-

сколько

групп таким образом, чтобы суммы произведений концентраций

компонентов

и логарифма их молекулярных масс по всем входящим в

псевдокомпоненты компонентам были приблизительно равны. Критичес-

кие

параметры псевдокомпонента (критические давления, температуры), а

также молекулярные массы, ацентрические факторы и т.д. определяют пу-

тем взвешивания по концентрациям этих параметров для каждого компо-

нента

из группы входящих в псевдокомпонент. Однако параметры уравне-

ния

состояния для отдельных псевдокомпонентов рассчитываются непо-

средственно по параметрам исходных компонентов, но с использованием

коэффициентов

парного взаимодействия уже

между

псевдокомпонен-

тами.

Сопоставление некоторых из указанных методов описания углеводо-

родов фракций группы С

5+высшие

производилось автором с коллегами на

примере моделирования начального состава и термодинамического поведе-

ния

реальной газоконденсатнои системы Западно-Соплесского газоконден-

сатного месторождения модельной системой с меньшим числом фракций

(заменяемых псевдокомпонентами). Для восстановления мольного состава

газоконденсатнои системы применялось математическое моделирование ее

термодинамического поведения в

ходе

истощения залежи. С этой целью

использовалась методика расчета, основанная на уравнении Пенга —

Робинсона.

Детали алгоритма расчета представлены в работе [30]. В серии

расчетов по подбору начального состава газоконденсатнои системы варьи-

ровались концентрации тяжелых компонентов в смеси. Подбор завершался

при

получении параметров системы, близких к параметрам газоконденсат-

нои

характеристики, полученной в

результате

промысловых и эксперимен-

тальных исследований, проведенных в СеверНИПИгазе. Аналогичные рас-

четы выполнялись и для газоконденсатных смесей ряда

других

месторож-

дений

(Астраханского, Вуктыльского, Уренгойского, Оренбургского, Печо-

ро-Кожвинского).

результате

расчетов была показана возможность до-

вольно хорошего описания реальной смеси модельной смесью с общим

числом компонентов 8—10 (числом фракций углеводородов С

5+1

равным

3 — 5). Было показано, что увеличение числа компонентов выше этих зна-

чений

уже не приводит к существенному увеличению точности моделиро-

вания

реальной газоконденсатнои системы. Не вносит кардинальных изме-

нений

в этом

случае

и вид метода, используемого для "усреднения" свойств

отдельных фракций. Незначительное влияние на рассматриваемые зависи-

мости метода "усреднения" параметров объединяемых фракций объясня-

лось достаточным числом используемых компонентов (более 8) модельной

смеси.

Таким

образом, пластовые углеводородные системы газоконденсатных

месторождений

могут

моделироваться смесями, состоящими из относи-

тельно небольшого числа компонентов (до 10). Этот принцип использовал-

ся

при решении задачи моделирования фильтрации газоконденсатных сме-

266

сей в призабойных зонах скважин. Состав реальных газоконденсатных

систем разбивали на отдельные фракции модельных систем в соответствии

с положениями работы [30]. При этом обеспечивалась близость реальных

модельных смесей по составу компонентов до С

или С

включительно.

Основные свойства фракций, моделирующих в модельной смеси углеводо-

роды С

, определяли путем усреднения свойств входящих в их состав уг-

леводородов с весовым коэффициентом, равным молярной доле этого уг-

леводорода в общем составе данной фракции. В числе определяемых пара-

метров — температура кипения фракции, ее плотность и молекулярная

масса. Погрешность моделирования газоконденсатных смесей при таком

подходе

по основным параметрам не превышала 8—10 % в широком диа-

пазоне

изменения температур и давления. В качестве примера можно ука-

зать зависимости от давления конденсатогазового фактора и относительно-

го объема жидкости.

3.2.2

Изотермическая

многофазная многокомпонентная

фильтрация

газоконденсатных смесей

пористых средах

Математическое описание процессов фильтрации пластовых флюидов сво-

дится к решению краевых задач для системы нелинейных дифференциаль-

ных уравнений в частных производных. Точные или приближенные анали-

тические решения этих задач, пригодные для практического использования,

можно получить для фильтрационных потоков простой геометрии и при

использовании

различных упрощающих предположений о механизме про-

цесса. Однако большинство реальных фильтрационных потоков имеют

сложную форму и описываются системами нелинейных дифференциальных

уравнений, получить аналитическое решение которых невозможно; эти

уравнения решаются приближенными численными методами с использова-

нием

ЭВМ. Достаточно подробно проблемы фильтрации многокомпонент-

ных систем в пористых коллекторах описаны в работах В.Н. Николаев-

ского,

Э.Ф. Бондарева, М.И. Миркина, Г.С. Степановой; А.К. Курбанова,

С.А. Кундина, М.Д. Розенберга с соавторами; С.Н. Закирова, Б.Е. Сомова,

В.Ф. Гордона с соавторами; G. Acs, S. Doleschall и Е. Farkas; P.D. Fleming,

СР.

Thomas и W.K.

Winter.

При построении численной модели и алгорит-

мов используется дискретное представление переменных и дифференци-

альных операторов уравнений, а также области течения. Общие принципы

численного решения задач многофазной фильтрации наиболее полно изло-

жены в работах К.

Aziz,

A. Settari, D.W. Peaceman [2].

Математическое моделирование течения многокомпонентной системы

пористых пластах производилось нами с использованием

двух

различных

моделей: трехфазной модели фильтрации, разработанной автором с сот-

рудниками, и двухфазной, созданной В.Г. Митлиным и Г.П. Цыбульским с

соавторами [30]. Использование этих

двух

моделей позволяло более точно

определять достаточно сложную картину течения газоконденсатных смесей

прискважинных зонах пласта, используя преимущества каждой из моде-

лей.

267

Первая

модель фильтрации многокомпонентной смеси

(трехфазный случай)

Общие принципы построения модели трехфазной фильтрации газоконден-

сатной смеси и воды были следующими. Рассматривалась система N диф-

ференциальных уравнений неразрывности, описывающая течение такой

смеси в пористой среде (с числом уравнений, равным количеству компо-

нентов смеси). Использовались допущения о локальном термодинамичес-

ком

равновесии фаз, изотермичности фильтрации, справедливости обоб-

щенного закона Дарси. Учитывались капиллярные и гравитационные силы

не учитывалась молекулярная и конвективная диффузия. В общем

случае

исходные уравнения представлялись в виде

V(A

+A.

JtH

J[B

-$-(трс

) + Q

+ Q

rpr

(3.18)

/ii

где a — индекс, указывающий фазу, a = 1 (н) — жидкая углеводородная

фаза, a = 2 (в) — вода, a = 3 (г) — газ; к, к

— абсолютная и относи-

тельная фазовая проницаемость для a-фазы; р, р

— плотность смеси и

а-фазы; ц

— вязкость a-фазы; р„ — давление в фазе; с

, с^ — доля к-то

компонента

в смеси и в a-фазе

(другое

обозначение последнего параметра

тексте — у

— для газовой фазы и х

— для углеводородной жидкости);

m — пористость коллектора;

= V ОаС^Ра ~ интенсивность источников-стоков (дебитов и расхо-

дов) для к-то компонента; О

— интенсивность источников-стоков (дебитов

расходов) для а-фазы;

)

"п*

= v ^ ^a

fc, "

~ гравитационная составляющая; z — вертикальная

координата.

Связь

между

давлениями в фазах выражается через капиллярные дав-

ления

на границах раздела углеводородная жидкость —газ (р

Снг

) и вода —газ

(Рс

вг

Рн

= Рт -

Рс

иг

Р.

= Рг -

Рс

вг

учетом

последних выражений связи капиллярных и фазовых давле-

ний

уравнения

(3.18)

можно преобразовать к виду

) = | (mpcj + Cl

+ О + П

ф1

(3.19)

где

268

Суммирование уравнений

(3.19)

по всем компонентам с

учетом

соот-

ношений

(3.16)

позволяло получить

(3.20)

где

V(XVz);

О,

V(X

CHr

)+V(^Vp

Ciir

);

Учитываем, что плотность смеси является функцией давления и кон-

центрации (доли) компонентов: р = /(р, с

). Из

(3.19)

после некоторых

преобразований получим

) =

тр'

тТр'

Ск

^-+а+ 0+ Я

гр

(3.21)

где р

= Эр/Эр

, р'

Ск

= Эр/Эс* — производные от плотности смеси по дав-

лению и концентрации (доли) компонентов в смеси (вычисляются в процес-

се вычисления парожидкостного равновесия смеси).

Преобразование уравнений

(3.19)

(3.21)

с подстановкой производных

от плотности смеси из одного уравнения в

другое

после преобразований

приводит к системе уравнений относительно концентраций компонентов в

смеси и давления в газовой фазе:

rpjt

, p.22)

см

(3.23)

где

«см =

2.?f{V{k

)+c

V(Xp

n-a

-Q

Q+c

rpk

Таким образом, задача определения основных параметров, описыва-

ющих многокомпонентную трехфазную фильтрацию углеводородов в по-

ристых

средах,

сводится к решению уравнения

(3.23)

относительно давле-

ния

в газовой фазе и N-1 уравнений

(3.22)

относительно концентраций

компонентов в смеси. Фазовое равновесие смеси (с определением концен-

траций компонентов в фазах) и основные физические параметры фаз и

смеси определяли исходя из следующих предположений. Считалось, что

углеводородные компоненты присутствуют в водяной фазе только в виде

газа, растворенного в воде. Поэтому величина c

является только функцией

давления (как и растворимость газа), и парожидкостное равновесие

между

газом и углеводородной жидкостью может определяться по описанной вы-

ше расчетной

схеме

для двухфазного состояния флюида, а к нему приме-

нимы

стандартные алгоритмы расчета. Обобщение схемы расчета паро-

260

жидкостного состояния на случай трехфазной фильтрации не является ог-

раничивающим фактором, и соответствующие алгоритмы достаточно хо-

рошо описаны.

Давления в газовой и водяной фазах пересчитывают с использованием

капиллярных давлений.

Численное решение описанных систем уравнений производилось для

случая одномерной плоскорадиальной и двухмерной фильтрации в вариан-

тах: площадном (в координатах X—Y, обе координаты горизонтальные) и

профильном (в координатах R—Z, радиальной и вертикальной). В

случае

двухмерной площадной фильтрации дифференциальные уравнения пред-

ставляются в виде

^ШШ%№УчШ+

(325)

где

Л = c

i2-Q

+ cA

rpk

-Q

+ c

Система уравнений

(3.24)

—

(3.25)

решалась методом "неявным по дав-

лению и явным по концентрациям". Конечно-разностная аппроксимация

уравнения

(3.24)

имеет вид

(AWA

),+

(AWAp

Р(рГ'-#),,+

(3.26)

где разностные операторы на неравномерной сетке с распределенными

узлами представляются как (даются в виде примера по одному из направле-

ний)

Ax, =

J-(Ax,

Ajf,_

1/2

)

— размер /-го блока;

v, n — номер итерации и временной слой; V

— объем i, j'-блока сетки.

Разностная аппроксимация уравнения

(3.22)

во многом аналогична и

поэтому здесь не приводится.

Проблемы консервативности, согласованности и устойчивости подоб-

ных "неявно-явных"

схем

расчета достаточно подробно обсуждались и по-

этому здесь не рассматриваются. Одна из особенностей представленной

схемы расчета — значительные затраты времени счета, связанные с расче-

том парожидкостного равновесия и свойств фаз. Поэтому в расчетах ис-

270