В настоящее время месторождения легкоизвлекаемой нефти находятся на поздней стадии разработки. В связи с этим возникает потребность в поиске новых источников углеводородного сырья. Одними из наиболее перспективных в разработке является газоконденсатные месторождения, т. к. будет обеспечиваться добыча и газа, и нефти. В процессе разработки проблему создает влияние ретроградной конденсации, из-за чего жидких углеводородов добывается меньше, т.к. чаще всего фильтруется газ. Чтобы предотвратить данный эффект, возникает необходимость спрогнозировать поведение многокомпонентной углеводородной системы. Уже ранее известные методы определения мольной доли углеводородной системы имеют недостаток в том, что они не учитывают взаимодействие с минерализованной водой и коэффициенты бинарного взаимодействия тяжёлых компонентов. Прогнозирование фазового поведения углеводородной многокомпонентной системы даст возможность избежать проблем, связанных с выпадением конденсата.

Currently, the fields of easy-to-extract oil are in the late stage of development. In this regard, there is a need to search for new sources of hydrocarbon raw materials. One of the most promising areas for development is gas condensate fields, as they will provide both gas and oil production. However, the development process is hindered by the effect of retrograde condensation, which reduces the production of liquid hydrocarbons as gas is often filtered. To prevent this effect, it is necessary to predict the behavior of a multi-component hydrocarbon system. Previously known methods for determining the mole fraction of a hydrocarbon system have the disadvantage of not taking into account the interaction with mineralized water and the binary interaction coefficients of heavy components. Predicting the phase behavior of a multi-component hydrocarbon system will help to avoid problems associated with condensate precipitation.