Методика определения растворимости углекислого газа в нефти при взаимодействии с газовой фазой сложного состава

УДК 001.8:536.123

А.Д. Гричук , Т.А. Киреева2, В.К. Утопленников3

МЕТОДИКА ОПРЕДЕЛЕНИЯ РАСТВОРИМОСТИ УГЛЕКИСЛОГО ГАЗА В НЕФТИ ПРИ ВЗАИМОДЕЙСТВИИ С ГАЗОВОЙ ФАЗОЙ СЛОЖНОГО СОСТАВА

На основе результатов ступенчатой сепарации нефти разработана термодинамическая методика определения растворимости смеси углекислого газа и углеводородных газов в нефти. Приведен способ расчета значений константы Генри для газов, растворенных в нефти, и их температурной экстраполяции. Оценены эффективные термодинамические свойства углекислого газа и углеводородных газов С1—С8, растворенных в нефти. Создана термодинамическая модель, удовлетворительно описывающая процесс сепарации газа от нефти, которая может быть включена в более сложную модель расчета карбонатного солеотложения при эксплуатации нефтяных месторождений.

Ключевые слова: методика, растворимость газов в нефти, солеотложение, термодинамическое моделирование.

Was developed thermodinamical technique for determination of solubility of CO2 and hydrocarbon gases, which is based on the results of stage separation of oil. Was submitted he calculation of Henry's constants for the gases dissolved in oil and a way of its temperature extrapolation. Was evaluated the effective thermodynamic properties of carbon dioxide and hydrocarbon gases C1—C8 dissolved in oil. The model, which is satisfactorily describing process of separation of oil was developed. This model can be included in more complex model of calculation of carbonate scaling in the operation of oil fields.

Key words: development of methods for determining the solubility of gases in oil, scaling, ther-modynamical modeling.

Введение. Отложение неорганических солей в эксплуатационных скважинах — одна из основных проблем, осложняющих разработку залежей нефти. Везде, где добывающие скважины выносят попутные воды (смеси пластовых и закачиваемых вод), фиксируются факты солеотложения или существует угроза его проявления. Ситуация может усугубляться при применении технологий наиболее полного извлечения нефти из недр, особенно на основе использования растворов разных химических реагентов. Введение «чуждых» вод во внутрипластовую систему, а также нарушение термодинамического и газового режимов в процессе нефтеразработки неизбежно нарушает внутрипластовое гидрохимическое равновесие и приводит к возможности выпадения твердых осадков. Накапливаясь в колоннах эксплуатационных скважин, на поверхности глубинно-насосного оборудования и т.д., т.е. на всем пути извлечения и транспортировки нефти, солевые отложения приводят не только к большим материальным затратам для их удаления, но и к значительным потерям в добыче нефти.

Проблема солеотложения уже давно привлекает внимание многих исследователей. Задачам прогноза и своевременного предотвращения образования солей

посвящено много работ, обзоры которых приведены в недавних монографиях [Кащавцев, Мищенко, 2004; Гидрохимические методы..., 2007]. В этих и других публикациях, посвященных рассматриваемой проблеме, подробно разобраны разные случаи выпадения солей (преимущественно отложение карбонатов, сульфатов и галита) и подчеркивается, что наиболее оперативные методы прогноза — физико-химические расчеты.

Отметим, что физико-химические расчеты, в том числе их наиболее современный вариант — термодинамическое моделирование, имеют ряд ограничений. В частности, для них необходимы термодинамические характеристики веществ, участвующих в процессе. При сложном химическом и фазовом составе моделируемых объектов — вещества нефтегазоносных пластов и нефтегазоводяных смесей, движущихся в эксплуатационных скважинах, — имеющиеся базы данных не всегда удовлетворяют поставленным задачам.

Химический состав отлагающихся осадков зависит от состава пластовых и закачиваемых вод, а также от состава вмещающих пород и состава водо-растворенных газов. Для нефтепромыслов Западной

1 Московский государственный университет имени М.В. Ломоносова, кафедра гидрогеологии, магистрант; e-mail: sgrichuk@yan-dex.ru

2 Московский государственный университет имени М.В. Ломоносова, кафедра гидрогеологии, ст. науч. с., канд. геол.-минер. н.; e-mail: ta_kireeva@mail.ru

3 ОАО «ТНК-Нягань», главный специалист по разработке месторождений отдела технологии и анализа разработки месторождений, канд. геол.-минер. н.; e-mail: vkutoplennikov@tnk-bp.com

Сибири характерно выпадение кальцита, связанное прежде всего с закачкой вод хлоридно-кальциевого состава в горизонты, содержащие гидрокарбонатно-натриевые воды [Методы борьбы..., 1980], а также со смещением карбонатного равновесия из-за изменения термобарических условий при подъеме нефтегазово-дяной эмульсии.

Ключевое значение в моделировании поведения карбонатного равновесия имеет перераспределение СО2 между водой, нефтью и газовой фазой сложного состава (в которой преобладают углеводородные (УВ) газы). Растворимости СО2, смесей СО2+СН4 и углеводородных газов в водных растворах к настоящему времени хорошо изучены [Намиот, 1991; Duan й а1., 2003]. Однако общая физико-химическая теория поведения систем вода— нефть—газ—порода до настоящего времени не разработана, что в значительной степени связано с переменным составом нефти и отсутствием экспериментальной информации, характеризующей столь сложные системы. Применительно к прогнозу отложения кальцита учет содержания СО2, выделяющегося при разгазирова-нии нефти, рассмотрен в работе [Намиот, 1976], в которой задача была достаточно сильно упрощена, в частности, не учитывался компонентный состав УВ газов, а также фракционный состав нефти. Можно заключить, что при физико-химических расчетах солеотложения процессам растворения/выделения углекислого газа в/из нефти до сих пор уделялось недостаточно внимания.

Постановка задачи. Задачей нашей работы было создание методики, позволяющей путем термодинамического моделирования определить растворимость СО2 в нефти при взаимодействии ее с газовой фазой сложного состава. Решение такой задачи позволит при прогнозе солеотложения учесть перераспределение СО2 в системе вода— нефть—газ.

Поскольку растворимость СО2 и других газов зависит от состава нефти, задача решалась на примере конкретного объекта — нефтей Талинского месторождения (Западная Сибирь). Талинское месторождение расположено в пределах Красноленинского свода, геологический разрез представлен породами доюр-ского складчатого фундамента и перекрывающим его чехлом платформенных терригенных отложений юрской, меловой, палеогеновой и четвертичной систем. Нефтеносны верхнеюрские и нижнемеловые песчаники с глинистым и карбонатным цементом в интервале глубины 2500—2850 м.

Нефти всех исследованных пластов легкие (плотность от 737 до 858 кг/м3), малосернистые (содержание серы 0,04—0,44%), малосмолистые (содержание смол 0,37—5,26%), в основном парафинистые (содержание парафина от 1,60 до 4,09%), но иногда содержание парафина снижается до 0,33%. Нефти, исследованные методом определения фракционного

состава до 350 °С, имеют выход светлых фракций более 55 об.%. Разброс значений газосодержания очень велик — от 60 до 440 м3/т. Увеличение газосодержания при одновременном резком уменьшении плотности нефтей в разных скважинах, особенно на глубине свыше 2600 м, указывает на наличие в залежах свободного газа.

Есть данные по ступенчатой сепарации нефтей Талинского месторождения (опыты по сепарации нефти обязательны при проведении оценки запасов нефтяного месторождения), которые использовались как исходная информация для термодинамических расчетов. Для проведения компьютерного моделирования использовался программный пакет НСИ и входящий в этот пакет банк термодинамических данных итШегш [Шваров, 1999].

Теоретическая основа расчета. Для термодинамического моделирования перераспределения углекислого газа между нефтяной и газовой фазой необходимо иметь эффективные термодинамические свойства (свободная энергия Гиббса — Дбо*298, энтропия — £*298, теплоемкость — Ср298) растворенных в нефти газов в стандартных условиях4.

Методика оценки необходимых параметров сводится к следующему: необходимо рассчитать константы Генри для каждого индивидуального газа в нефти по формуле

ХоП

Ки =

У р'

r^-gas1

где Кн — константа Генри; ХЫ1 — мольная доля газов, растворенных в нефти; — мольная доля газов, выделившихся в газовую фазу; Р — давление, бар. Величины мольных долей определяются из эмпирических данных ступенчатой сепарации (дегазации) нефти по способу, описанному ниже.

Затем вычисляются свободные энергии Гиббса газов, растворенных в нефти, по формуле

ДС°011гТ = Д6°^Т + 2,303ЯТ • рК„

где Дб°ш7 Т — свободная энергия газа, растворенного в нефти; ДС^д- — свободная энергия чистого газа; Я — универсальная газовая постоянная; Т — температура, К; рКк — отрицательный десятичный логарифм константы Генри.

По данным ступенчатой сепарации, полученным для нескольких (двух) значений температуры, можно вычислить параметры £*298 и С*р298, позволяющие описать температурную зависимость растворимости газов в нефти.

Результаты расчетов. Исходные данные для моделирования приведены в табл. 1. При подготовке исходных данных к расчетам они были перенормированы на 100%. Необходимые для расчета мольных долей (Х) мольные количества вещества вычислялись: для нефти — через среднюю молярную массу

4 Под эффективными понимаются термодинамические свойства, относящиеся к нефти конкретного состава

Таблица 1

Компонентный состав УВ газов, выделившихся из нефти при ступенчатой сепарации

Наименование компонента/ параметра Единица измерения Значение

выделившийся газ на ступенях разгази-рования общее количество выделившегося газа количество газа, оставшегося в нефти после сепарации

I II III

СО2 % мол 1,99 2,66 0,87 1,85 0,01

Азот % мол 1,18 0,29 0 1 0

Метан % мол 74,38 54,12 6,33 63,71 0,03

Этан % мол 8,75 15,02 10,86 9,3 0,28

Пропан % мол 9,37 18,93 39,07 14,05 3,28

Бутаны % мол 1,39 2,89 15,02 3,22 3,57

Пентаны % мол 0,75 1,55 9,19 2 7,57

Гексаны % мол 0,27 0,54 3,79 0,79 9,88

Гептаны % мол 0,07 0,14 1,11 0,22 7,29

Октаны % мол 0,02 0,03 0,29 0,06 4,87

Остаток % мол 0 0 0 0 59,3

Давление МПа 0,785 0,343 0,103

Температура °С 20 20 40

Молярная масса г/ моль 22,64 28,46 49,75 26,8 172

Плотность кг/м3 0,941 1,183 2,068 1,114 827

Газовый фактор м3/т 103,4 4,9 18,4 126,7

Объемный коэффициент ед. 1,353

(табл. 1) в 1 т нефти (106 г / 172 г/моль = 5813 моль), для газовой фазы — по идеальному газовому закону (126,7 м3/т  103 / 22,4 дм3/моль = 5656 моль). По данным сепарации и содержания газов в остаточной нефти вычислены молярные содержания газов, выделившихся на каждой стадии сепарации и оставшихся в нефти, результаты представлены в табл. 2 и 3.

Затем были вычислены мольные доли веществ в газовой фазе (табл. 4), а также мольные доли газов, оставшихся растворенными в нефти (табл. 5).

По давлению в сепараторе на каждой ступени (табл. 1) и мольным долям веществ в газовой и нефтяной фазах, рассчитанным по формуле (1), вычислены значения константы Генри для каждого газа на каждой ступени (табл. 6). Для азота константу Генри на III ступени сепарации нельзя вычислить, так как его содержание на этой ступени равно нулю (табл. 2). Поэтому из дальнейших расчетов азот был исключен, а его доля в общей газовой смеси распределена пропорционально между другими газами.

Наши конкретные данные ступенчатой сепарации позволяют вычислить константы Генри для

Таблица 2

Компоненты газовой фазы на каждой ступени сепарации, моль/т

Компонент Ступени сепарации

I II III

СО2 93,572 6,050 8,259

Азот 55,485 0,660 0

Метан 3497,437 123,102 60,091

Этан 411,436 34,165 103,094

Пропан 440,589 43,059 370,891

Бутаны 65,359 6,574 142,585

Пентаны 35,266 3,526 87,241

Гексаны 12,696 1,228 35,978

Гептаны 3,291 0,318 10,537

Октаны 0,940 0,068 2,753

Остаток 0 0 0

Сумма газов 4616,071 218,750 821,429

Таблица 3

Содержание газов, растворенных в нефти, после каждой ступени сепарации, моль/т

Компонент Ступени сепарации

I II III

СО2 15,807 9,756 1,498

Азот 3,312 2,652 2,652

Метан 250,321 127,219 67,128

Этан 152,318 118,153 15,059

Пропан 583,984 540,926 170,034

Бутаны 339,993 333,419 190,834

Пентаны 540,400 536,875 449,634

Гексаны 631,608 630,38 594,401

Гептаны 450,773 450,455 439,918

Октаны 297,279 297,211 294,458

Остаток 3588 3588 3588

Сумма газов 6854,132 6635,382 5813,953

Таблица 4

Мольные доли газов в газовой фазе на каждой ступени сепарации

Компонент В исходной нефти Ступени сепарации В остаточной нефти

I II III

СО2 0,010 0,020 0,028 0,010 0,000

Азот 0,005 0,012 0,003 0,000 0,000

Метан 0,327 0,758 0,563 0,073 0,000

Этан 0,049 0,089 0,156 0,126 0,003

Пропан 0,089 0,095 0,197 0,452 0,034

Бутаны 0,035 0,014 0,030 0,174 0,037

Пентаны 0,050 0,008 0,016 0,106 0,079

Гексаны 0,056 0,003 0,006 0,044 0,103

Гептаны 0,040 0,001 0,001 0,013 0,076

Октаны 0,026 0,000 0,000 0,003 0,051

Остаток 0,313 0,000 0,000 0,000 0,617

Таблица 5

Мольные доли газов, растворенных в нефти, после каждой ступени сепарации

Таблица 6

Величины констант Генри на разных ступенях сепарации

Компонент Ступени сепарации

I II III

СО2 0,002 0,001 0,000

Азот 0,000 0,000 0,000

Метан 0,037 0,019 0,012

Этан 0,022 0,018 0,003

Пропан 0,085 0,082 0,029

Бутаны 0,050 0,050 0,033

Пентаны 0,079 0,081 0,077

Гексаны 0,092 0,095 0,102

Гептаны 0,066 0,068 0,076

Октаны 0,043 0,045 0,051

Остаток 0,524 0,541 0,617

Компонент Ступень

I

СО2 0,014 0,015 0,025

Азот 0,005 0,039 —

Метан 0,006 0,010 0,153

Этан 0,032 0,033 0,020

Пропан 0,114 0,121 0,063

Бутаны 0,446 0,487 0,184

Пентаны 1,315 1,464 0,707

Гексаны 4,268 4,933 2,266

Гептаны 11,749 13,596 5,727

температуры 20 и 40 °С. Однако для моделирования солеотложения в условиях пласта необходимы термодинамические параметры веществ в более широком интервале температуры, поэтому требовалось оценить температурную зависимость этих величин.

Линейная аппроксимация константы Генри от температуры для разных газов приводит к тому, что ее значение для этана—октана становится отрицательным уже при температуре 50—65 °С (рис. 1), что физически невозможно. Была принята экспо -ненциальная аппроксимация значений константы Генри от температуры, что равносильно линейной аппроксимации свободной энергии Гиббса. Линейная зависимость Дб реакций растворения газа в жидкости эквивалентна допущению, что для такой

реакции ACP равна нулю. Для реакций межфазного распределения это допущение широко используется в химической термодинамике [Борисов, Шваров, 1992], что позволяет провести экстраполяцию полученных термодинамических данных в широком интервале температуры (до 100—140 °С).

В соответствии с этим эффективные свободные энергии Гиббса реакций растворения газов в нефти описывались линейной функцией вида

G = f (T) = a + bT.

Коэффициент b числено равен и противоположен по знаку значению энтропии реакции растворения.

Для расчета эффективных свободных энергий Гиббса для газов, растворенных в нефти, необходимо знать термодинамические свойства веществ в газовой фазе (уравнение (2)). Были использованы данные с сайта-справочника Practical Science (табл. 7). К со-

Рис. 1. Пример экстраполяции значений константы Генри (нефть—газ); а — линейная, б — экспоненциальная; 1 — бутан, 2 — пентан, 3 — гексан

Таблица 7 Термодинамические свойства углеводородных газов

Газ AfG, Дж/моль S°, Дж/моль К ACp°, Дж/моль К

Метан -50720 186,26 35,31

Этан -32820 229,60 52,63

Пропан -23490 269,91 73,50

Бутан -17030 310,23 97,45

Пентан -8200 348,40 120,20

Гексан -70 388,51 143,09

Гептан 8285 427,68 165,98

Октан 16640 466,84 188,87

Примечание: величины.

полужирным выделены расчетные Рис. 2. Оценка термодинамических свойств гептана по методу

групповых вкладов: 1 — 5

жалению, данные о гептане в нем отсутствуют, поэтому термодинамические свойства гептана оценены по методу групповых вкладов, который используется в геохимии и термодинамике [Shock, 1995] и др. (рис. 2).

Затем были оценены эффективные термодинамические свойства газов, растворенных в нефти, полученные результаты приведены в табл. 8.

Введение в модель углерода в виде двух разных независимых компонентов («карбонатного» и «углеводородного») позволило избежать при моделировании проявления окислительно-восстановительных реакций. Такой подход не может привести к серьезным ошибкам, так как эти реакции в природе проходят несоизмеримо медленнее, чем процесс разработки месторождений, поэтому ими можно пренебречь [Крайнов и др., 1988]. Таким образом, рассчитанные в нашей работе равновесные состояния, строго говоря, являются метастабильными.

По результатам расчетов модифицирована база данных Unitherm, т.е. заданы следующие пользовательские элементы: Mt — метан; Et — этан; Рр — пропан; Bt — бутан; Рп — пентан; Gx — гексан; Gp — гептан; Oc — октан; Oi — нефтяной остаток, соответственно заданы соединения, характеризующие газы, растворенные в нефти.

Проверка полученных эффективных термодинамических данных с помощью компьютерного моделирования. Для проверки правильности выбранного метода расчета решена обратная задача. С помощью инструментария Unitherm были рассчитаны константы Генри для реакции растворения газов в нефти. Этот шаг призван проверить выбранный способ аппроксимации. Рассчитанные в Unitherm и полученные в ходе обработки сепарации константы Генри сходятся до 3 знака после запятой (рис. 3, табл. 9, 10). Значения приведены в отрицательных логарифмах (pKh).

Таблица 8

Эффективные термодинамические свойства углеводородных газов, растворенных в нефти

Газ AjG*, Дж/моль S*, Дж/моль-К ACp*, Дж/моль-К

СО2 -384291 244,810 (полином)*

Метан -40617 533,418 (полином)*

Этан -24011 138,175 52,63

Пропан -17770 171,062 73,5

Бутан -14533 182,503 97,45

Пентан -8572 263,378 120,2

Гексан -3388 309,342 143,09

Гептан 2512 345,709 165,98

Октан 8462 387,850 188,87

* Значения теплоемкости газов, выраженные полиномами от Т, взяты из базы данных итШегш [Шваров, 1999].

Рис. 3. Экспоненциальная аппроксимация отрицательных логарифмов значений константы Генри по температуре: 1 — СО2, 2 — метан, 3 — этан, 4 — пропан, 5 — бутан, 6 — пентан; 7 — гексан, 8 — гептан, 9 — октан

Таблица 9

Результаты температурной экстраполяции констант Генри

t, C СО2 Метан Этан Пропан Бутан Пентан Гексан Гептан Октан

20 1,8242 2,1073 1,4882 0,9311 0,3311 -0,142 -0,6617 -1,1017 -1,5275

25 1,7665 1,7679 1,5433 1,0021 0,4375 -0,0652 -0,5813 -1,0114 -1,4327

40 1,6042 0,8146 1,6981 1,2014 0,7361 0,1507 -0,3554 -0,7579 -1,1665

50 1,5045 0,2282 1,7933 1,324 0,9198 0,2834 -0,2164 -0,6019 -1,0027

60 1,4107 -0,3229 1,8828 1,4393 1,0924 0,4082 -0,0858 -0,4553 -0,8487

70 1,3223 -0,8419 1,9671 1,5478 1,255 0,5258 0,0372 -0,3173 -0,7038

80 1,239 -1,3316 2,0467 1,6502 1,4084 0,6366 0,1533 -0,1871 -0,567

90 1,1603 -1,7942 2,1218 1,7469 1,5533 0,7414 0,2629 -0,064 -0,4378

100 1,0857 -2,2321 2,1929 1,8385 1,6905 0,8405 0,3667 0,0524 -0,3155

110 1,0151 -2,6471 2,2603 1,9252 1,8205 0,9345 0,4651 0,1628 -0,1996

120 0,9481 -3,041 2,3243 2,0076 1,9439 1,0237 0,5584 0,2675 -0,0895

130 0,8844 -3,4154 2,3851 2,0859 2,0612 1,1085 0,6471 0,3671 0,015

140 0,8237 -3,7716 2,443 2,1603 2,1728 1,1891 0,7316 0,4619 0,1145

150 0,766 -4,111 2,4981 2,2313 2,2791 1,266 0,812 0,5521 0,2093

Примечание: полужирным выделены величины, соответствующие экспериментальным данным.

Для проверки полученных данных с помощью пакета HCh рассчитана термодинамическая задача, воспроизводящая процесс сепарации нефти. Система задавалась закрытой, ее начальный состав соответствовал составу, приведенному в табл. 1. Температура менялась от 20 °С на I и II шагах до 40 °С на III шаге, давление изменялось от 7,85 на I шаге до 3,43 на II и 1,03 бара на III шаге. Таким образом, условия модели полностью имитировали сепарацию газа. Результаты моделирования приведены на рис. 4, на графиках видно, что созданная модель показывает высокую сходимость экспериментальных и расчетных значений. Так, по экспериментальным данным на I и III ступенях из 1 т нефти выделилось 93,5 и 8,2 моль СО2 соответственно, а по модельным данным — 92,4 и 6,6 моль СО2. По экспериментальным данным содержание СО2, оставшегося растворенным в нефти после I ступени сепарации, составило 15,8 моль/т, после III — 1,4 моль/т, а по модельным данным содержание СО2 в нефти после I ступени составило 17,0 моль/т, после III ступени — 1,3 моль/т. Полученные результаты свидетельствуют о хорошей сходимости расчетных и экспериментальных данных.

Для проверки правильности выбранного метода температурной экстраполяции эффективных термодинамических параметров газов, растворенных в нефти, выполнен специальный расчет, который заключался в проверке давления насыщения нефти при пластовых условиях. Нефть, состав которой соответствовал исходной нефти из предыдущей задачи, подвергалась давлению с его постепенным снижением до появления свободной газовой фазы. Для исследуемой нефти есть данные о давлении насыщения в условиях пласта, оно равно 13,4 МПа при температуре 98 °С, рассчитанное же значение давления насыщения составило 15,6 МПа. Такая сходимость экспериментального и

рассчитанного значений доказывает правильность выбранной методики температурной экстраполяции.

Выводы. 1. Разработана методика расчета растворимости СО2 в нефти, основанная на использовании данных о ступенчатой сепарации нефти. В основе методики лежит вычисление соотношения мольных долей газов, оставшихся растворенными в нефти, и газов, выделившихся из нефти в свободную фазу. По этим величинам вычисляются константы Генри для газов, участвующих в процессе сепарации; для значений температуры, соответствующих таковым на ступенях сепарации, приводится температурная экстраполяция значений константы Генри. Таким образом, представляется возможным вычислить эффективные термодинамические параметры газов и определить растворимость СО2 в нефти при взаимодействии с газовой фазой сложного состава.

2. Методика апробирована на конкретных данных о нефтях Талинского месторождения (Западная Си-

Таблица 1 0

Сопоставление значений отрицательного логарифма констант Генри (рМ), полученных экспериментально и рассчитанных с помощью инструментария Ш1Шегт

1, С 20 40

Способ Unitherm Эксперимент Unitherm Эксперимент

СО2 1,8242 1,8242 1,6042 1,6042

Метан 2,1073 2,1073 0,8146 0,8146

Этан 1,4882 1,4882 1,6981 1,6981

Пропан 0,9311 0,9311 1,2014 1,2014

Бутан 0,3311 0,3312 0,7361 0,7361

Пентан -0,142 -0,142 0,1507 0,1505

Гексан -0,6617 -0,6616 -0,3554 -0,3553

Гептан -1,1017 -1,1017 -0,7579 -0,7579

Октан -1,5275 -1,5275 -1,1665 -1,1664

Рис. 4. Сравнение экспериментальных (1) и модельных (2) данных; а — содержание С02 в газовой фазе, моль; б — содержание метана в газовой фазе, моль; в — суммарное количество газов в газовой фазе, моль; г — содержание С02, растворенного в нефти, моль; д — содержание метана, растворенного в нефти, моль; е — суммарное количество газов, растворенных в нефти, моль; I, II, III — ступени

сепарации

бирь), для которых определены эффективные термодинамические характеристики СО2 и углеводородов (С1—С8), растворенных в нефти.

3. Создана модель, воспроизводящая процесс ступенчатой сепарации нефти, которая показывает хорошую сходимость с экспериментальными данными.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

Борисов М.В., Шваров Ю.В. Термодинамика геохимических процессов. М.: Изд-во Моск. ун-та, 1992. 256 с.

Гидрохимические методы анализа и контроля разработки нефтяных и газовых месторождений. М.: ГЕОС, 2007. С. 244.

Кащавцев В.Е., Мищенко И.Т. Солеобразование при добыче нефти. М.: Орбита, 2004, 426 с.

Крайнов С.Р., Шваров Ю.В, Гричук Д.В. и др. Методы геохимического моделирования и прогнозирования в гидрогеологии М.: Недра, 1988. 254 с.

Методы борьбы с отложением солей. М.: ВНИИОЭНГ, 1980. 55 с.

Намиот А.Ю. Растворимость газов в вод: Справочное пособие. М.: Недра, 1991. 167 с.

4. Построенная на этих данных термодинамическая модель удовлетворительно описывает процесс дегазации нефти и может быть использована как составляющая более сложной модели, описывающей состояние системы вода—нефть—газ в процессах карбонатного солеотложения при эксплуатации нефтяных месторождений.

Намиот А.Ю. Фазовые равновесия в добыче нефти. М.: Недра, 1976. 184 с.

Шваров Ю.В. Алгоритмизация численного равновесного моделирования динамических геохимических процессов // Геохимия. 1999. № 6. С. 646-652.

Duan Z, Meller N., Weare J.H. Equations of state for the NaCl-H2O-CH4 system and the NaCl-H2O-CO2-CH4 system. // Geochim. et Cosmochim. Acta. 2003. Vol. 67, N 4. Р. 671-680.

Shock E.L. Organic acids in hydrothermal solutions: standard molal thermodynamic properties of carboxylic acids, and estimates of dissociation constants at high temperatures and pressures // Amer. J. Sci. 1995. Vol. 295. Р. 496-580.

Поступила в редакцию 16.10.2012