Застосування методики констант рівноваги реакцій для визначення глибин утворення природних газів (на прикладі газових родовищ України)

Розглянуто термодинамічні методи визначення складу будь-якої рівноважної системи за температурою та тиском. Наведено обмеження кожного з них. Запропоновано методику розрахунку глибини утворення природного газу за його хімічним складом. Розгорнуто висвітлені основні етапи виконання розрахунку н...

Повний опис

Збережено в:

Бібліографічні деталі
Дата:	2010
Автори:	Любчак, О., Хоха, Ю., Храмов, В.
Формат:	Стаття
Мова:	Ukrainian
Опубліковано:	Інститут геології і геохімії горючих копалин НАН України 2010
Назва видання:	Геологія і геохімія горючих копалин
Теми:	Геологія горючих копалин
Онлайн доступ:	http://dspace.nbuv.gov.ua/handle/123456789/59340
Теги:	Додати тег Немає тегів, Будьте першим, хто поставить тег для цього запису!
Назва журналу:	Digital Library of Periodicals of National Academy of Sciences of Ukraine
Цитувати:	Застосування методики констант рівноваги реакцій для визначення глибин утворення природних газів (на прикладі газових родовищ України) / О. Любчак, Ю. Хоха, В. Храмов // Геологія і геохімія горючих копалин. — 2010. — № 1 (150). — С. 21-34. — Бібліогр.: 11 назв. — укр.

Репозитарії

Digital Library of Periodicals of National Academy of Sciences of Ukraine

id	irk-123456789-59340
record_format	dspace
spelling	irk-123456789-593402014-04-08T03:02:22Z Застосування методики констант рівноваги реакцій для визначення глибин утворення природних газів (на прикладі газових родовищ України) Любчак, О. Хоха, Ю. Храмов, В. Геологія горючих копалин Розглянуто термодинамічні методи визначення складу будь-якої рівноважної системи за температурою та тиском. Наведено обмеження кожного з них. Запропоновано методику розрахунку глибини утворення природного газу за його хімічним складом. Розгорнуто висвітлені основні етапи виконання розрахунку на прикладі продуктивного горизонту А-8 Машівського газоконденсатного родовища Машівсько-Шебелинського району Східного нафтогазового регіону. Перший етап полягає в оцінці вхідних даних і за необхідності їхній корекції. Другий – це проведення розрахунків з отриманням єдино можливого співвідношення мольних часток компонентів системи для заданих елементного складу, тиску та температури. Третій – інтерпретація отриманих даних. Результатом є середні значення глибини утворення природного газу заданого складу. Наведено результати розрахунку для 73 родовищ (237 горизонтів), розташованих у Східному, Західному і Південному регіонах України. Встановлено, що для Східного регіону інтервал утворення природного газу становить від 40 до 137, Західного – від 12,3 до 161,5 і Південного – 27–181 км. Thermodynamic methods for content determination were assessed through critical analysis based on temperature and pressure. Methods for determination of the depth of generation of natural gases using the technique of equilibrium constants of independent reaction, that are founded on created semi-empirical equation of state, were proposed. Stages of the work execution were widely elucidated on the pattern of the productive horizon A-8 of the Mashivka gas-condensate field, the Mashivka-Shebelinka region, eastern oil-gas region. 2010 Article Застосування методики констант рівноваги реакцій для визначення глибин утворення природних газів (на прикладі газових родовищ України) / О. Любчак, Ю. Хоха, В. Храмов // Геологія і геохімія горючих копалин. — 2010. — № 1 (150). — С. 21-34. — Бібліогр.: 11 назв. — укр. 0869-0774 http://dspace.nbuv.gov.ua/handle/123456789/59340 553.061.12/.17+550.4:519.2+550.43 uk Геологія і геохімія горючих копалин Інститут геології і геохімії горючих копалин НАН України
institution	Digital Library of Periodicals of National Academy of Sciences of Ukraine
collection	DSpace DC
language	Ukrainian
topic	Геологія горючих копалин Геологія горючих копалин
spellingShingle	Геологія горючих копалин Геологія горючих копалин Любчак, О. Хоха, Ю. Храмов, В. Застосування методики констант рівноваги реакцій для визначення глибин утворення природних газів (на прикладі газових родовищ України) Геологія і геохімія горючих копалин
description	Розглянуто термодинамічні методи визначення складу будь-якої рівноважної системи за температурою та тиском. Наведено обмеження кожного з них. Запропоновано методику розрахунку глибини утворення природного газу за його хімічним складом. Розгорнуто висвітлені основні етапи виконання розрахунку на прикладі продуктивного горизонту А-8 Машівського газоконденсатного родовища Машівсько-Шебелинського району Східного нафтогазового регіону. Перший етап полягає в оцінці вхідних даних і за необхідності їхній корекції. Другий – це проведення розрахунків з отриманням єдино можливого співвідношення мольних часток компонентів системи для заданих елементного складу, тиску та температури. Третій – інтерпретація отриманих даних. Результатом є середні значення глибини утворення природного газу заданого складу. Наведено результати розрахунку для 73 родовищ (237 горизонтів), розташованих у Східному, Західному і Південному регіонах України. Встановлено, що для Східного регіону інтервал утворення природного газу становить від 40 до 137, Західного – від 12,3 до 161,5 і Південного – 27–181 км.
format	Article
author	Любчак, О. Хоха, Ю. Храмов, В.
author_facet	Любчак, О. Хоха, Ю. Храмов, В.
author_sort	Любчак, О.
title	Застосування методики констант рівноваги реакцій для визначення глибин утворення природних газів (на прикладі газових родовищ України)
title_short	Застосування методики констант рівноваги реакцій для визначення глибин утворення природних газів (на прикладі газових родовищ України)
title_full	Застосування методики констант рівноваги реакцій для визначення глибин утворення природних газів (на прикладі газових родовищ України)
title_fullStr	Застосування методики констант рівноваги реакцій для визначення глибин утворення природних газів (на прикладі газових родовищ України)
title_full_unstemmed	Застосування методики констант рівноваги реакцій для визначення глибин утворення природних газів (на прикладі газових родовищ України)
title_sort	застосування методики констант рівноваги реакцій для визначення глибин утворення природних газів (на прикладі газових родовищ україни)
publisher	Інститут геології і геохімії горючих копалин НАН України
publishDate	2010
topic_facet	Геологія горючих копалин
url	http://dspace.nbuv.gov.ua/handle/123456789/59340
citation_txt	Застосування методики констант рівноваги реакцій для визначення глибин утворення природних газів (на прикладі газових родовищ України) / О. Любчак, Ю. Хоха, В. Храмов // Геологія і геохімія горючих копалин. — 2010. — № 1 (150). — С. 21-34. — Бібліогр.: 11 назв. — укр.
series	Геологія і геохімія горючих копалин
work_keys_str_mv	AT lûbčako zastosuvannâmetodikikonstantrívnovagireakcíjdlâviznačennâglibinutvorennâprirodnihgazívnaprikladígazovihrodoviŝukraíni AT hohaû zastosuvannâmetodikikonstantrívnovagireakcíjdlâviznačennâglibinutvorennâprirodnihgazívnaprikladígazovihrodoviŝukraíni AT hramovv zastosuvannâmetodikikonstantrívnovagireakcíjdlâviznačennâglibinutvorennâprirodnihgazívnaprikladígazovihrodoviŝukraíni
first_indexed	2025-07-05T10:28:28Z
last_indexed	2025-07-05T10:28:28Z
_version_	1836802437764087808
fulltext	© Олександр Любчак, Юрій Хоха, Володимир Храмов, 2010 ISSN 0869-0774. Геологія і геохімія горючих копалин. 2010. № 1 (150) 21 УДК 553.061.12/.17+550.4:519.2+550.43 Олександр ЛЮБЧАК, Юрій ХОХА, Володимир ХРАМОВ ЗАСТОСУВАННЯ МЕТОДИКИ КОНСТАНТ РІВНОВАГИ РЕАКЦІЙ ДЛЯ ВИЗНАЧЕННЯ ГЛИБИН УТВОРЕННЯ ПРИРОДНИХ ГАЗІВ (НА ПРИКЛАДІ ГАЗОВИХ РОДОВИЩ УКРАЇНИ) Інститут геології і геохімії горючих копалин НАН України, Львів, e-mail: igggk@mail.lviv.ua Розглянуто термодинамічні методи визначення складу будь-якої рівноважної системи за температурою та тиском. Наведено обмеження кожного з них. Запропо- новано методику розрахунку глибини утворення природного газу за його хімічним складом. Розгорнуто висвітлені основні етапи виконання розрахунку на прикладі продук- тивного горизонту А-8 Машівського газоконденсатного родовища Машівсько-Ше- белинського району Східного нафтогазового регіону. Перший етап полягає в оцінці вхідних даних і за необхідності їхній корекції. Другий – це проведення розрахунків з отриманням єдино можливого співвідношення мольних часток компонентів систе- ми для заданих елементного складу, тиску та температури. Третій – інтерпретація отриманих даних. Результатом є середні значення глибини утворення природного газу заданого складу. Наведено результати розрахунку для 73 родовищ (237 горизонтів), розташова- них у Східному, Західному і Південному регіонах України. Встановлено, що для Схід- ного регіону інтервал утворення природного газу становить від 40 до 137, Західного – від 12,3 до 161,5 і Південного – 27–181 км. Ключові слова: природний газ, глибина утворення, термодинамічні методи, га- зові родовища. Аналіз попередніх публікацій та актуальність роботи. Відомі два тер- модинамічні методи визначення складу будь-якої рівноважної системи за температурою та тиском: констант рівноваги незалежних реакцій та мінімі- зації енергії Гіббса. Перший, формально, є найбільш правильним, за умови коректної побудови рівнянь реакцій (Чекалюк, 1971). Його обмеженням є те, що не існує змоги скласти адекватний набір рівнянь для систем із вмістом багатьох компонентів з різних груп та гомологічних рядів. Другий метод, завдяки своїй гнучкості та можливості визначати рівноважний склад гете- рогенних систем, набув широкої популярності останніми роками. Сьогодні на ньому базується все комерційне програмне забезпечення (UNITHERM, SUPCRT92, HCh (Шваров, 1999)). Російський учений І. К. Карпов (1981) одним із перших у колишньому СРСР запропонував замість методу констант рівноваги незалежних реакцій використовувати метод мінімізації енергії Гіббса. На основі його робіт ство- рено програмний комплекс, призначений для подібних розрахунків, – “Селек- тор-С”, який у своїх модифікаціях широко застосовується при визначенні 22 складу та термодинамічних функцій складних геологічних гомо- та гетеро- генних систем (Термодинамическая…, 1998; Зубков и др., 2000). На нашу думку, основною об’єктивною проблемою всіх цих методик є недосконалість визначення активності індивідуальних хімічних сполук за умов високих та надвисоких тисків та температур. Сучасні програмні комплекси під час визначення активності використо- вують для нейонізованих сполук рівняння теплоємності з корекцією за моди- фікованою формулою Пенга–Робінсона. Діапазон точності цих залежностей обмежений температурою 1273 К та тиском 500 МПа, що викликає сумніви щодо можливості їхньої коректної екстраполяції до термобаричних умов верхньої мантії. Приклади розрахунків з такою екстраполяцією наведені в роботах (Термодинамическая…, 1998; Зубков и др., 2000). Е. Б. Чекалюк (1967) визначав активності за графіками Ньютона, які охоплюють діапазон тисків лише до 100–200-кратних значень критичних тисків. Оцінка активності для більших тисків проводилася шляхом далекої екстраполяції даних. Він визначав активності індивідуальних компонентів за формулою, яка базується на експериментальних даних залежності актив- ності води від тиску і температури (Чекалюк, 1971). Щоб перенести аналітич- ний вираз цієї залежності на інші речовини, було використано правило від- повідних станів. Критеріями відповідності були критичні тиск, температура та об’єм. У роботі ми використовували метод констант рівноваги незалежних ре- акцій. Для визначення активності запропоновано напівемпіричне рівняння стану (Любчак, 2009). Попередні розрахунки показали високу точність цього рівняння порівняно з вищезгаданими методиками, особливо для області при- веденої температури TR < 1 у широкому діапазоні тисків і TR > 1 за високих та надвисоких тисків (Теоретичні…, 2007). Актуальність проведеної роботи зумовлена необхідністю розробки но- вих пошукових критеріїв родовищ вуглеводнів, які, у свою чергу, неможливі без фундаментальних наукових досліджень. Мета роботи та методи досліджень. Наша мета – встановити глибину утворення природних сумішей за термодинамічними умовами рівноваги та представити методику розрахунків. Розглянуто системи, які складаються з вуглеводнів та неорганічних баластних газів, в області температур та тисків, що реалізуються в земній корі та верхній мантії. Описана система з великим ступенем наближення відповідає природному газу (ПГ). Ми використали термодинамічний метод – констант рівноваги незалеж- них реакцій, активності для якого визначали створеним рівнянням стану для високих термобаричних параметрів. Основою роботи є припущення, що природні гази та газоконденсати – це рівноважні суміші. Тільки в такому випадку використання апарата кла- сичної термодинаміки дозволяє визначити із задовільною точністю умови утворення цієї суміші. Як показали наші розрахунки, це припущення дійс- не. У роботі розглянуто 12 компонентів газів і газоконденсатів – 8 алканів (від метану до пентану, включно з ізомерами), азот, вуглекислий газ, гелій та сірководень. Вибір саме таких компонентів пов’язаний з тим, що вони сумар- 23 но становлять понад 99 % від складу ПГ і не менше ніж 50 % – газоконден- сату (Атлас…, 1999). Отже, глибину утворення ПГ визначають трьома етапами. Етап І. Оцінюємо вхідні дані хімічного складу ПГ щодо можливості проведення розрахунків. Усі дані ділимо на дві групи: задовільні (підлягають розрахункам) та незадовільні (з різних причин розрахунку не підлягають). Детально зупинимося на тлумаченні незадовільних даних, які, у свою чергу, поділяються на такі, що цілком не придатні, та ті, що можна скоректувати, тобто, сума компонентів яких не збігається зі 100 % менш ніж на 4 %. В ін- шому випадку отримані значення мають суттєві розбіжності. У разі такої розбіжності вхідні дані перераховували за формулою: , ν ν100 ν * � � � і і і і де νi – мольна доля і-го компонента (%) у вихідних даних. Отже, після такого перерахунку сума мольних часток компонентів системи зводиться до 100 %, а це є обов’язковою умовою проведення подальших розрахунків. Також корекції для розрахунку піддаються значення хімічного складу ПГ, для яких у довідниковій літературі наведені ізо- та нормальна форми бу- тану та пентану. Ці сполуки ми враховуємо як суму всіх ізомерних форм і для С4Н10, і для С5Н12, що пов’язано зі складністю визначення коефіцієнтів рівняння стану для ізомерних форм алканів, які відрізняються від нормаль- ної. Особливості ізомерних форм бутану та пентану враховували в ізобарно- ізотермічному потенціалі за стандартного тиску. Не підлягають розрахункам дані хімічного складу ПГ із трьома типовими ознаками. У табл. 1–3 ми позначили їх зірочками. Отже, перший випадок () – сума компонентів не збігається зі 100 % більш ніж на 4 %, а розраховані за цими даними тиски та температури мають суперечливі значення. Для таких хімічних складів ПГ розрахунки не проводили. Пояснити цю якість вхідних даних, коли сума компонентів не становить 100 %, неможливо. Другий випадок () – порушення тенденції до зменшення концентрації вуглеводнів уздовж гомологічного ряду (або важчих гомологів більше, ніж легших, або легший відсутній за наявності важчого). У таких випадках роз- рахунки не виявляли відповідного рівноважного складу ПГ. Ці результати впевнено підтверджують класифікацію В. Ніконова, за якою вуглеводневі га- зи є сукупністю взаємопов’язаних та розташованих у певній послідовності сполук (Никонов, 1961). Послідовність являє собою функцію, яка різко змен- шується від метану в бік високомолекулярних членів. Проведена В. Ніко- новим перевірка для родовищ Углівського басейну показала, що в 20 % проб газу (168 із 848) були відхилення від концентрації гомологів уздовж гомоло- гічного ряду. У нашій роботі по газових родовищах України це відхилення становить 29 %. Щоб пояснити ці факти, необхідно і надалі проводити дослі- дження щодо встановлення кількості джерел або імпульсів вуглеводневих флюїдів, що формують поклад. Третій випадок () – відомі дані по алканах лише для метану. Алгебра- їчні особливості складеної нами системи рівнянь не дозволяють розрахову- вати подібні системи через відсутність розв’язку, хоча поклади з таким хі- мічним складом існують. 24 Т а б л и ц я 1. Хімічний склад та середня глибина утворення родовищ природ- ного газу Західного регіону Ро до ви щ е Ін де кс го ри зо нт у Хімічний склад С ер ед ня гл иб ин а, к м С Н 4 С 2Н 6 C 3H 8 C 4H 10 C 5H 12 H 2S C O 2 N 2 H e Ло ка ць ке I II III IV V VI VII 92,96 93,35 95,35 92,35 93,26 93,71 95,26 2,00 0,85 0,24 1,18 0,82 1,32 0,84 0,54 0,09 0,02 0,42 0,21 0,36 0,10 0,202 0,027 0,022 0,216 0,154 0,1 0,055 0 0 0 0,069 0,018 0,071 0,013 0 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 0,14 0,58 0,22 0,61 0,39 0,46 0,37 4 5,2 3,8 4,5 5,1 3,5 3 0,281 0,226 0,303 0,21 0 0,17 0,13 92 55 24,5 93,5 82,5 89 58 В ел ик о- мо ст ів сь ке Л-1 93,28 2,59 0,28 0 0 0 0,3 3,19 0,15 85 С ви дн иц ьк е ВД-5 ВД-6 ВД-7 ВД-8 ВД-9, 10 ВД-11–14 98,74 98,84 98,33 99,19 99,28 98,63 0,11 0,10 0,09 0,10 0,11 0,10 0,01 0,12 0,14 0,10 0,09 0,18 0,001 0 – – 0 – 0,003 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0,3 0,05 – 0,04 0,11 0,23 0,845 0,885 0,413 0,541 0,4 1,187 0 0,003 0,004 0,004 0 0,004 21 23,5 В иж ом ля нс ьк е НД-8 НД-9А НД-9Б НД-10 98,61 98,50 98,44 98,38 0,44 0,55 0,58 0,22 0,21 0,09 0,06 0,14 0,11 0,05 0,03 0,08 0,06 0,01 0,01 0,01 0 0 0 0 0,37 0,43 0,21 0,19 0,21 0,36 0,57 0,96 0 0 0 0 68 62,5 61,5 58 Бонівський блок НД-9А НД-9Б 97,82 95,81 1,02 1,12 0,14 0,28 0,08 0,13 0,01 0,03 0 0 0,16 0,43 0,76 1,92 0 0 65,5 74 В иш ня нс ьк е ВД-12 ВД-13 НД-4 НД-5 НД-6 НД-7 98,57 99,81 99,53 99,70 99,60 99,45 – 0,10 0,07 0,08 0,09 0,13 – 0,04 0,04 0,05 0,04 0,05 0 0 0,02 0,02 0,06 0,015 0 0 0,006 0 0 0 – 0 0 0 – 0 0,2 0,05 0,1 0,05 0,22 0,26 1,23 0,001 0,24 0,1 0,002 0,09 – 0 0 0 – 0 * 19,5 45 44 40,5 Н ик ло - ви ць ке НД-3 НД-4 НД-7 НД-8 98,68 95,41 94,32 98,18 0,09 0,47 0,32 0,65 0,05 0,44 0,03 0,02 0 0,16 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0,73 1,44 0,87 0,21 0,46 1,46 3,5 1,96 0,004 0,0054 0,0017 0 39,5 83,5 38,5 47,5 М ак у- ні вс ьк е НД-15 87,88 1,82 0,48 1,02 0,433 – 1,466 5,047 – Х ід но ви ць ке ВД-13 НД-1 НД-2 НД-3 НД-4 НД-5 НД-7 98,35 96,96 98,89 98,61 98,57 98,34 97,45 0,13 0,09 – 0,24 0,24 0,28 0,42 0,05 0,03 – 0,08 0,10 0,33 0,00 0,02 0,02 0 0,05 0,07 0,05 0 0,05 0,075 0 0 0 0 0 – – – 0 0 – 0 0,15 0,78 0,15 0,1 0,1 0,1 0,1 0,8 1,87 0,921 0,71 0,86 0,85 2,03 – – 0,894 0,006 0 0,003 0,009 * 48 48 34,5 25 Ро до ви щ е Ін де кс го ри зо нт у Хімічний склад С ер ед ня гл иб ин а, к м С Н 4 С 2Н 6 C 3H 8 C 4H 10 C 5H 12 H 2S C O 2 N 2 H e С ад ко ви ць ке ВД-12 ВД-13 НД-1 НД-2 НД-3А НД-4Б НД-4 98,59 98,78 98,09 98,37 99,07 98,42 98,69 – – 0,04 – 0,05 – – – – – – – – – 0 0 0 0 0 0 0,2 0 0 0 0 0 0 0 – – – – – – – 0,21 0,3 0,29 0,31 0,2 0,225 0,839 1,178 0,92 1,553 1,32 0,675 1,329 0,23 0,001 – 0,0016 – 0,002 0,0016 – * * 12,3 * 13,5 * *** П ин ян сь ке ВД-14 НД-1 НД-5 НД-6 НД-7 НД-8 НД-9 99,11 99,11 95,57 94,92 98,16 96,74 95,15 0,21 0,21 – 1,83 – 0,20 – 0,13 0,13 – 1,42 – 0,07 – 0,08 0,08 0 0,47 0 0,045 0 0,01 0,01 0 0 0 0,003 0 0 0 – 0 – 0 – 0,4 0,4 0,4 0,4 0,2 0,736 0,5 0,11 0,11 2,03 0,83 1,63 2,336 4,391 0 0 – 0,0015 0,005 0,057 0,058 51,5 51,5 / 99 * 37 * Н ов ос іл - кі вс ьк е НД-9 НД-16 98,02 93,84 0,83 0,85 0,00 0,74 0 0,64 0 0,6 0 0 0,54 1,86 0,61 1,27 0 0 45,5 109 Ру дк ів - сь ке НД-8 НД-9 J-h 98,21 98,21 96,31 0,20 0,20 0,47 0,10 0,10 0,29 0,05 0,05 0,22 0,014 0,014 0,046 0 0 0 0,13 0,13 0,19 1,12 1,12 1,86 0 0 0,016 51,5 51,5 70 М ай ни - ць ке НД-13 95,23 1,15 0,45 0,44 0,29 0 0 1,73 0 93,5 Су со - лі вс ьк е НД-15А НД-15Б 97,39 93,63 – 0,82 0,34 1,59 0,521 1,275 0,221 0,43 – – 0,418 1,311 1,111 0,88 – – С хі дн од ов гі вс ьк е НД-13 НД-14 НД-16, бл. св. 3 НД-16, бл. св. 1 НД-16, бл. св. 7 98,45 98,18 99,09 96,46 96,45 0,24 0,62 0,33 0,39 0,55 0,09 0,11 0,19 0,23 0,31 0,07 0,08 0,11 0,78 0,27 0,02 0,08 0,06 0,11 0,2 0 0 0 0 0 0,52 0,31 0,19 0,19 1,23 0,61 0,66 0,05 0,05 0,79 0 0 0 0 0 56 63,5 64 77,5 П ів де нн о- гр аб ин сь ке h 92,77 0,82 0,70 0,45 0 0,05 1,26 3,77 0 92 М ед е- ни ць ке h-sn sn 96,18 95,15 0,35 0,73 0,20 0,47 0,17 0,25 0,1 0,38 0,1 0 0 0,15 2,71 2,87 0 0 61 М ал ог ор о- ж ан сь ке br + ts h 96,90 97,72 0,12 0,12 0,10 0,10 0,08 0,08 0,08 0,08 0,378 0,075 0,77 0,1 1,55 1,52 0 0 54,5 54,5 Продовження табл. 1 26 Ро до ви щ е Ін де кс го ри зо нт у Хімічний склад С ер ед ня гл иб ин а, к м С Н 4 С 2Н 6 C 3H 8 C 4H 10 C 5H 12 H 2S C O 2 N 2 H e О па рс ьк е НД-3 НД-4 НД-5 НД-7 НД-8 НД-9 97,95 98,48 98,06 98,35 98,40 98,01 0,13 0,09 0,18 0,16 0,15 0,20 0,05 0,02 0,04 0,07 0,04 0,07 0,05 0,09 0,05 0,11 0,04 0,07 0,03 0,04 0,03 0,04 0,05 0,03 0 – – – – 0 0,1 0,07 0,9 0,12 0,3 0,4 1,44 1,3 1,5 1,3 1,4 1,4 0 – – – – 0,003 49,5 ** 54,5 Гр уд ів сь ке НД-9Б НД-9В, бл. св. 1 НД-9В, бл. св. 2 НД-9В, бл. св. 6 НД-13А m НД-13А m, бл. св. 1 НД-13А m, бл. св. 2 99,00 98,10 99,37 99,73 98,10 93,92 75,63 0,19 0,92 0,33 0,09 0,20 1,73 2,38 0,21 0,17 0,03 0,03 0,07 0,69 3,09 0,02 0,033 0,59 0,02 0,02 0,53 1,78 0 0 0,7 0 0 0,37 0,69 0 0 – 0 0 0 – 0,26 0,16 0,1 0,11 0,1 0,24 0,05 0,51 0,53 0,12 0,02 1,48 2,51 16,36 0 0 – 0 0,03 0 – 46 60 /* 41,5 47,5 99 Бі ль че - В ол иц ьк е НД-5–7 НД-8, 9 НД-10–13 НД-14–17 sn + h 99,57 98,29 97,48 99,32 98,24 0,08 0,19 0,21 0,15 0,10 0,02 0,12 0,13 0,08 0,06 0,03 0,08 0,1 0,05 0,06 0 0 0 0 0,04 0 0 0 0 0 0,06 0,14 0,15 0,09 0,1 0,26 1,2 1,91 0,3 1,1 0 0 0 0 0 43 53 57,5 57,5 51 Ка вс ьк е НД-4 НД-5 НД-7 НД-8 НД-9 99,24 99,41 99,91 98,99 98,91 0,03 0,04 0,03 0,05 0,03 0,03 0,03 0,03 0,02 0,10 0,01 0,01 0,005 0,02 0,1 0 0 0 0 0 0 – – – – 0,2 0,25 0,2 0,26 0,3 0,1 0,26 0,825 0,62 0,72 0 – – – – 16 16 16 21 Гл ин - кі вс ьк е Гельвет (h) 99,64 0,80 1,54 0,67 0,225 0 0,054 0,08 0 107,5 Уг ер сь ке ВД-14, НД-1 НД-2–4 НД-8, 9 НД-10 sn + h 99,22 98,50 98,10 98,10 98,40 0,05 – 0,57 0,57 0,11 0,02 – 0,26 0,26 0,11 0 0 0,12 0,12 0,2 0 0 0,02 0,02 0,3 – – 0 – – 0,1 – 0,2 0,2 0,1 0,61 – 0,81 0,81 1,07 – – 0 – – 15 * 76 72 П ів де нн о- уг ер сь ке sn + h 97,84 0,54 0,23 0 0 0 0,05 1,314 0,004 77 Д аш ав сь ке ВД-13 НД-2 НД-4 НД-5 НД-8 98,92 97,83 98,02 98,54 98,63 0,15 0,16 0,32 0,14 0,28 0,00 0,04 0,08 0,03 0,07 0 0,02 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0,8 0,2 0,5 0,38 0,92 1,14 1,4 0,8 0,64 0 0 0 0 0 31 43 53,5 40,5 53 Продовження табл. 1 27 Ро до ви щ е Ін де кс го ри зо нт у Хімічний склад С ер ед ня гл иб ин а, к м С Н 4 С 2Н 6 C 3H 8 C 4H 10 C 5H 12 H 2S C O 2 N 2 H e Д аш ав сь ке НД-9А НД-9Б НД-9Г НД-9АГТ 98,62 99,01 98,83 97,00 0,39 0,5 0,18 – 0,11 0,12 0,08 – 0,02 0,1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 – 0,38 0,15 0,22 0,4 0,48 0,22 0,69 2 0 0 0 – 58 72 49 * Ка до б- ня нс ьк е s1 b2 98,35 98,72 0,08 0,17 0,07 0,04 0,05 0,03 0,03 0 0 0 0,1 1 1,32 0 0 0 54,5 53 Гр ин ів сь ке 3 4 7 8-Б 10-Б 10-В 12-А 12-Б 13 7 Калуш 8-В Калуш 8-Г Калуш 99,05 99,18 98,96 98,89 98,89 97,87 98,95 99,11 98,24 93,25 95,60 93,60 0,04 0,03 – 0,06 0,10 – – – 0,18 – 0,60 – – – – – – – – – – – 0,40 – 0,09 0,5 0,14 0,09 0,11 0,22 0,18 0,24 0,11 0,17 0,3 0,18 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0,1 0 – – – – – – – – – – 0 – – 0,1 0,2 – 0,1 0,1 0,2 0,15 – – 0 0,1 0,8 0,52 0,66 0,93 0,02 1,81 0,65 0,48 1,47 6,58 3 6,08 – – – – – – – – – – 0 – 99,5 Бо го ро д- ча нс ьк е 2 3 98,10 97,78 0,67 0,60 0,08 0,32 0 0 0 0 0 0 0,4 0,56 0,75 0,9 0 0 66,5 95,5 Че ре мх ів сь ко - Ст ру пк ів сь ке В-ІІ 97,49 0,23 0,03 0 0 0 0,22 1,96 0 41,5 П ил и- пі вс ьк е В-І В-ІІ 98,72 99,22 0,06 0,14 0,04 0,04 0,03 0,03 0 0,013 0 0 0 0 0,73 0,43 0 0,01 45,5 57 Д еб ес ла - ви ць ке В-І В-ІІ В-ІІІ В-ІV 99,40 98,40 98,60 96,36 0,17 0,05 0,03 0,01 0,02 0,03 0,03 0,02 0 0 0,04 0 0 0 0 0 0 – – – 0 – – – 0,35 0,66 0,72 2,56 0 – – – 37,5 16 Я бл у- ні вс ьк е І-2, ІІІ-2 96,21 0,96 0,15 0,08 0,04 0 0,28 2,22 0 77,5 Ко сі вс ьк е 5 6 8 1-а–1-б 2-а–2-б 99,50 99,10 99,55 99,70 94,30 0,22 0,40 0,30 0,07 5,30 – 0,10 – – 0,20 0 0 0 0 0 0,18 0,2 0 0,14 0,2 – – – – – 0,1 0,2 0,15 0,09 – – – – – – – – – – – 34 Ко ва - лі вс ьк е І ІІ ІІІ V 91,77 94,44 94,33 91,84 1,11 0,08 1,00 0,43 1,99 0,02 0,18 0,09 2,08 0,014 0,13 0,22 1,47 0,011 0,22 0,06 – 0,005 – – – – – – – 4,36 2,53 5,78 – 0,001 – – * Продовження табл. 1 28 Ро до ви щ е Ін де кс го ри зо нт у Хімічний склад С ер ед ня гл иб ин а, к м С Н 4 С 2Н 6 C 3H 8 C 4H 10 C 5H 12 H 2S C O 2 N 2 H e Чо рн ог уз ьк е s1I s1II s1III s1IV b I, бл. св. 1 b I, бл. св. 2 b II, бл. св. 1 b II, бл. св. 3 b III b IV 90,85 92,73 91,98 90,60 94,49 96,89 98,17 89,29 94,15 80,04 0,24 0,16 0,19 0,51 0,12 0,03 0,12 0,45 0,45 0,69 0,02 0,07 0,15 0,48 0,01 0,00 0,00 0,28 0,43 0,06 0,016 0,056 0,02 0,335 0 0 0 0,103 0,3 0,038 0 0 0 0,126 0 0 0 0,1 0,13 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0,01 0,1 0,48 0,65 0,2 0,06 0,1 0,85 0,9 1,65 7,82 5,41 6,58 7,13 4,33 2,45 1,51 7,16 3,07 16,65 0 0 0 0 0,009 0,008 0 0 0 0,02 51 64 56 104 31,5 14,5 24 88 98 80 Ш ер ем е- ті вс ьк е I II III 95,13 71,45 89,75 0,02 0,06 0,39 0,03 0,12 0,07 0,003 0,15 0,03 0 0,07 0,01 – – 0 0,05 0,83 0,61 3,96 24,46 7,78 – – 0 */ 65,5 К ра сн о- їл ьс ьк е I II III IV 98,81 – – 88,56 0,03 – – 0,26 0,00 – – 0,05 0 0 0 0 0 0 0 0 0 – – – 0,31 – – 0,05 0,79 – – 8,87 0 – – – 16 * * 40 Ти ні вс ьк е НД-2 НД-3 НД-4 НД-5 97,42 97,89 97,52 97,23 1,96 1,97 1,68 2,32 0,00 0,00 0,00 0,00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0,05 0,05 0,74 0,41 0,05 0,07 0,05 0,02 0 0 0 0 134 128,5 119 134 Го ро - до ць ке ВД-13–НД-2 бл. св. 1 ВД-13–НД-2 бл. св. 4 97,61 99,08 0,00 0,26 0,00 0,03 0,026 0 0 0 – 0 0,05 0,22 0,05 0,41 – 0 45,5 Ру сь ко -К ом ар ів сь ке Л-2 Д-2 Д-3 Д-4 Д-5 Б-1 Б-3 61,68 66,89 56,56 56,13 62,24 61,00 63,60 1,69 2,15 4,77 2,23 1,85 4,01 3,01 0,95 0,97 1,09 0,83 0,23 1,06 1,86 0,41 0,5 0,46 0,29 0,33 0,29 1,23 0,1 0,13 0,12 0,07 0 0,11 0,32 0 0 0 0 0,17 0 0 0,11 0,27 0,45 1,2 1,35 0,87 0,44 35,06 29,07 36,55 39,16 33,1 32,67 29,51 0 0 0 0 – 0 0 130 104,25 156,5 119,5 136,5 144,5 Ст ан ів - сь ке s1 96,07 0,43 0,07 0,06 0 0 0,22 3,15 0 51 Ко ро - лі вс ьк е pn 64,00 0,93 0,47 0,17 0,07 0 9,9 24,5 0 110 С ол от - ви нс ьк е нв 53,86 2,65 1,34 0,73 0,2 0 18,14 23,06 0,01 161,5 Продовження табл. 1 Ро до ви щ е Ін де кс го ри зо нт у Хімічний склад С ер ед ня гл иб ин а, к м С Н 4 С 2Н 6 C 3H 8 C 4H 10 C 5H 12 H 2S C O 2 N 2 H e Ру са ні в- сь ке Т-1 80,71 7,79 3,45 0,86 0,14 0,000074 3,75 3,27 0,027 136,5 Че рв он о- за яр сь ке В-25н Т-1а Т-1б Т-1в 87,21 87,21 89,41 86,88 5,66 5,66 3,35 4,77 2,52 2,52 2 1,12 0,67 0,67 0,7 0,59 0,07 0,07 0,12 0,14 0,24 0,24 0,32 0 2,01 2,01 2,3 0,34 1,6 1,6 1,78 6,12 0,023 0,023 0,017 0,036 127 121 115 127,5 Ру ні в- щ ин сь ке І-1 98,7 0,2 0,5 0 0 – 0,05 1,1 0,5 За хі дн о- єф ре мі вс ьк е А-6, А-8, Г-4, Г-9 91,52 3,99 0,71 0,23 0,09 0 0,035 2,74 0,061 105,5 М их ай - лі вс ьк е В-15 В-16 В-17 В-21 98,4 92,02 96,17 91 0,18 0,06 – 0,18 0,13 0,08 – 0,02 0,4 0,18 0,8 0,22 – – – – – 1,8 0,65 – 1,6 5,5 2,38 9 0,059 0,14 – 0,05 ** С пі ва - кі вс ьк е А-5 А-5 А-7 А-7 94,4 89 62,5 90,2 2,1 2,6 1,95 2,5 0,5 0,62 0,26 0,48 0,3 0,11 0,12 0,16 0 0 0 0 0 0 – 0 1,1 1,2 0,3 0,5 1,6 6,5 28,2 6 0,071 0,103 0,048 0,099 96 102 * 68 Л ав ре н- ті їв сь ке С-17 С-21 89,71 92,02 1,95 0,07 0,013 0,002 0,0033 0,004 0,0019 0,0005 – – 0,26 0,14 7,76 7,35 0,25 0,27 94,5 40 Че рв он о- по пі вс ьк е І-2 93,1 0,15 0,15 0,34 – – 0,12 6,14 М-7 Б-1 Б-12 92,96 94,67 89,53 1,58 2,05 4,17 0,74 0,77 2,22 0,48 0,39 1,07 0,16 0,13 0,38 – – – 0,64 0,65 0,68 0,14 0,15 0,17 3,3 1,2 1,78 137 136 84,5 П ла ті в- сь ке С-17−18 88,76 8 1,07 0,26 0,13 0 0,44 0,79 0,029 123 М ак іїв - сь ке М-3 86,59 4,52 1,78 0,6 0,14 0 1,96 3,82 0,081 110,5 П ут и- ли нс ьк е С-4 87,11 4,26 1,78 0,81 0,43 0 1,27 4 0,016 70 29 Т а б л и ц я 2. Хімічний склад та середня глибина утворення родовищ природ- ного газу Східного регіону Т а б л и ц я 3. Хімічний склад та середня глибина утворення родовищ природ- ного газу Південного регіону Ро до ви щ е Ін де кс го ри зо нт у Хімічний склад С ер ед ня гл иб ин а, к м С Н 4 С 2Н 6 C 3H 8 C 4H 10 C 5H 12 H 2S C O 2 N 2 H e О де сь ке Е-1 ВП НП 98,3 98,4 98,5 0,31 0,35 0,36 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0,34 0,35 0,38 1,04 0,8 0,74 0 0 0 28,75 32,15 32,15 П ів де нн о- го лі ци нс ьк е M-III M-IV 99,2 98,89 0,11 0,12 0,05 0,04 0 0 0 0 0 0 0,2 0,2 0,34 0,57 0 0 23 29,75 Ш мі дт ів сь ке M-III M-IV M-V П-ХІ К2 98,74 98,67 98,7 90,03 86,26 0,3 0,3 0,39 5 4,78 0,1 0,05 0,04 1,28 1,7 0 0 0,02 0,7 0,68 0 0 0 0,33 0,28 0 0 0 0 0 0,1 0,55 0,1 1,98 5,5 0,76 0,43 0,52 0,68 0,75 0 0 0 0 0 36 33 40 131,5 128 А рх ан - ге ль сь ке N-1 M-III M-V 98,95 98,96 99,14 – 0,271 0,249 0,005 0,06 0,049 0 0,006 0,008 0 0 0 – 0 0 – 0,081 0,069 – 0,627 0,45 – 0 0 29,75 29,75 К ри м- сь ке Q3 98,6 0,17 0,059 0,002 0 0 0,11 0,77 0 35 К ір ов - сь ке I+II 81,8 10,6 3,8 1,8 0,4 0 0,2 1,4 0 181 Я ри л- га ць ке M-2 (II) 92,23 0,16 0,07 0 0 0 0,22 4,27 0 26,5 За до р- не нс ьк е P1 94,6 0,6 0,4 0,5 0 – 0,9 3,00 – 73 Д ж ан - ко йс ьк е А Б В Г 97,3 97,3 96,04 96,69 0,3 0,4 0,6 0,4 0,15 0,05 0,15 0,11 0,05 0,04 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0,09 0,2 0,5 0,6 2,16 2 2,2 2,5 0 0 0 0 29,5 32 38 33,5 П ри аз ов - сь ке НС-1 НС-2 97,8 82,2 0,33 0,55 0,24 0,39 0,13 0,3 0 0,2 0 0 0,19 0,51 1,4 15,9 0 0 65 115 Ст рі л- ко ве IV V VI 96,51 96,51 90,2 – 0,04 0,03 – 0,02 – 0 0 0 0 0 0 – – – 0,17 0,1 0,3 1,5 – – – – – *** * * М ор - сь ке Q3 98,4 – – 0 0 – 0,3 1,3 – *** П ів ні чн о- ке рч ен сь ке N-IV 94,5 2,7 1,2 0,4 0 0 0,8 0,35 0 106,5 30 31 Етап ІІ. На другому етапі виконують розрахунки за алгоритмом, який застосовують для п’яти геобаротермічних зон (слабко- та сильнопрогрітої (Чекалюк, 1971) та трьох проміжних (Любчак, Хоха, 2008), для яких темпе- ратури і тиски визначали лінійною інтерполяцією). На рисунку показано ли- ше фрагменти трьох зон (голубий колір шрифту в лівій частині рисунка). Результат розрахунку виводиться на лист Excel та являє собою таблицю (див. рисунок), де, для зручності, кількість рядків зменшена і деякі колонки з контрольною інформацією не показані. Вхідні дані хімічного складу родо- вища наведено у верхній частині рисунка чорним кольором, результат пере- рахунку до 100 % – зеленим. Вивід результатів розрахунку на лист Excel Ро до ви щ е Ін де кс го ри зо нт у Хімічний склад С ер ед ня гл иб ин а, к м С Н 4 С 2Н 6 C 3H 8 C 4H 10 C 5H 12 H 2S C O 2 N 2 H e Ку йб и- ш ев сь ке Блок 1 Блок 2 96,1 94,6 2,2 2,4 0,7 0,7 0,4 0,3 0 0,15 0 0 0,3 1,3 0,3 0,3 0 0,4 92,5 98 О ле кс і- їв сь ке П1-2 92,76 5,33 0,97 0,1 0 0 2,3 0,55 0 135,5 П ов о- ро тн е М-3 91,5 2,5 0,43 0,16 0,06 – 0,4 1,03 – * П ри до - ро ж не М-5 95,48 1,88 0,78 0,75 0,28 0 0,53 3,71 0 99,5 Продовження табл. 3 32 1. Задаємо масив даних (Р,Т/h), де визначеній температурі (перша ко- лонка) відповідає тиск (друга колонка), а їхній парі (Р,Т) – глибина (остання колонка). Для достатньої щільності розрахунків вибрали крок температур – 100 К. 2. Для кожної пари Р,Т обчислюємо активності індивідуальних компо- нентів з допомогою розробленого авторами напівемпіричного рівняння ста- ну (Любчак, 2009). Його застосування зумовлене перевіреною надійністю до 25 000 МПа (Теоретичні…, 2007). Результати не відображені на рисунку, але використовуються в подальших розрахунках. 3. Отримані значення активностей індивідуальних компонентів підстав- ляємо в систему термохімічних рівнянь (Любчак, 2009), результатом рішення якої є отримання співвідношення мольних часток компонентів ПГ для зада- них елементного складу та пари Р,Т (приклад виділено на рисунку бузковим прямокутником). Зауважимо, що отримані співвідношення мольних часток компонентів ПГ (кожен рядок на рисунку з 3-ї по 11-ту колонку включно) є єдино можливими для даної пари Р,Т та елементного складу в рівновазі. 4. Перевіряємо, чи відповідають отримані дані закону збереження маси: тобто, сума мольних часток системи має становити 1. Етап ІІІ – інтерпретація результатів розрахунків. 1. Для кожного окремого компонента заданого хімічного складу підби- раємо відповідні Р,Т/h. На рисунку зеленими лініями підкреслені розрахо- вані значення мольних часток, максимально наближені до вхідних даних. Зробивши проекцію в колонки 1, 2 та 12, ми встановили значення тиску, тем- ператури та глибини (Р,Т/h) для кожного окремого компонента. 2. Беручи до уваги попередні значення Р,Т/h для окремих складників, встановлюємо інтервал Р,Т/h для всієї суміші ПГ, який охоплює Р,Т/h кож- ного окремого компонента (червоний колір на рисунку). 3. Повторюємо описані вище дії ще 4 рази для кожної геотермобаричної зони (5 зон). Слід зазначити, що діапазони глибин для всіх родовищ, де про- водили перевірку методики, збігалися для різних геобаротермічних зон. То- му для спрощення та пришвидшення обчислення надалі можна скористатися даними розрахунків за однією геотермобаричною зоною. 4. На основі масиву значень Р,Т/h суміші ПГ для п’яти геобаротермічних зон виводимо середнє значення глибини утворення природного газу заданого хімічного складу. Отримані результати. Під час виконання роботи ми опрацювали дані із 73 газових родовищ України, з яких для дев’яти розрахунки не проведені (що становить 12 %). Для вищезгаданих родовищ знайдені дані по 237 гори- зонтах (для 69 з них (29 % від загальної кількості) глибину утворення не визначали). Результати наведено в табл. 1–3, де вказано усереднену глибину утворення рівноважної суміші даного складу, яка для Східного регіону ста- новить від 40 до 137, Західного – від 12,3 до 161,5 і Південного – 27–181 км. Напрями подальших досліджень – інтерполювати отримані дані на карти нафтогазоносних регіонів України для встановлення наявності або відсутності кореляційних зв’язків з: – крупними геоструктурними одиницями або/та зонами; – мінералого-петрографічним складом земної кори та верхньої мантії; 33 – розподілом теплових потоків; – розподілом гравітаційних мінімумів та максимумів; – магнітними полями; – пластовими тисками і температурами. Висновки: 1. Термодинамічні умови залягання природних газів родовищ України не відповідають рівноважним, які реалізуються на значно більших глибинах. Подібний ефект пояснюється лише вертикальною міграцією газової суміші з місця утворення до місця залягання. 2. Глибини утворення природного газу України становлять від 12,3 до 181 км. Для Східного регіону інтервал утворення ПГ – від 40 до 137, Західно- го – від 12,3 до 161,5 та Південного – 27–181 км. Атлас родовищ нафти і газу України : у 6 т. / Гол. ред. М. М. Іванюта. – Львів : Центр Європи, 1999. – Т. 1–6. Зубков В. С., Бычинский В. А., Карпов И. К. Термодинамическая устойчивость мантийных углеводородов // Геология нефти и газа. – 2000. – № 2. – С. 59–63. Карпов И. К. Физико-химическое моделирование на ЭВМ в геохимии. – Ново- сибирск : Наука, 1981. – 247 с. Любчак А. В., Хоха Ю. В. Термобарические условия образования алканов (С1–С20) в земной коре и верхней мантии // Дегазация Земли: геодинамика, гео- флюиды, нефть, газ и их парагенезы : матер. Всерос. конф. – М. : ГЕОС, 2008. – С. 300–303. Любчак О. В. Термобаричні умовини утворення природного газу в надрах Зем- лі // Геологія і геохімія горючих копалин. – 2009. – № 1 (146). – С. 18–24. Никонов В. Н. Тяжелые углеводороды и их соотношения в газах нефтяных и га- зовых залежей // Геология нефти и газа. – 1961. – № 8. – С. 15–21. Теоретичні основи розрахунку геотехнологічних процесів вилучення паливно- енергетичних ресурсів з надр Землі / Д. В. Брик, Ю. В. Стефаник, Ю. В. Хоха, О. В. Любчак // Углехим. журн. – 2007. – № 3–4. – С. 64–70. Термодинамическая модель системы С–Н в условиях высоких температур и давлений / В. С. Зубков, А. Н. Степанов, И. К. Карпов, В. А. Бычинский // Геохимия. – 1998. – № 1. – С. 95–101. Чекалюк Э. Б. Нефть верхней мантии Земли. – Киев : Наук. думка, 1967. – 256 с. Чекалюк Э. Б. Термодинамические основы теории минерального происхожде- ния нефти. – Киев : Наук. думка, 1971. – 256 с. Шваров Ю. В. Алгоритмизация численного равновесного моделирования дина- мических геохимических процессов // Геохимия. – 1999. – № 6. – С. 646–652. Стаття надійшла 03.02.10 Oleksandr LYUBCHAK, Yuriy KHOKHA, Volodymyr KHRAMOV APPLICATION OF METHODS OF EQUILIBRIUM CONSTANTS OF REACTIONS FOR DETERMINATION OF DEPTH OF EVOLUTION OF NATURAL GASES (ON THE PATTERN OF THE GAS FIELDS OF THE UKRAINE) Thermodynamic methods for content determination were assessed through critical analysis based on temperature and pressure. Methods for determination of the depth of generation of natural gases using the technique of equilibrium constants of independent reaction, that are founded on created semi-empirical equation of state, were proposed. Stages of the work execution were widely elucidated on the pattern of the productive hori- zon A-8 of the Mashivka gas-condensate field, the Mashivka-Shebelinka region, eastern oil-gas region. First stage: assessment of input data. – satisfactory (are taken into account); – unsatisfactory (impossible to be calculated): 1. The sum of the mixture components does not coincide with 100 per cent more than 4 per cent. 2. Disturbance of dependence along homologues row of alkanes (percentage content of heavy is greater than that one of light, the absence of data, for example for ethane, if there are such data available for butane etc.); 3. Data available on alkanes for methane only (methods do not allow to calculate si- milar system); 4. Sum up the values of concentration of all isomer forms for butane and pentane each separately. Second stage: calculation. – set data array P,T/h with step T = 100 K; – calculate activities of individual components for every pair P,T; – put values of activities into the system of equations with obtaining a single possible relationship between mole particles of the system components for given concentration and given pair P,T; – check the correspondence of obtained results with the law of perdurability of matter. Third stage: interpretation of obtained data. – select corresponding P,T for every component of predetermined chemical compo- sition; – determine a depth interval for mixture; – repeat described steps for all thermobaric zones (5 zones); – define the average value for a depth of evolution of natural gas of predetermined composition. Basing on the proposed methods, it was possible to calculate and to quote the results of the average depth of the evolution of natural gas for 73 fields (237 horizons) located in the territory of the Ukraine in the eastern, western and southern regions. It was established that the interval of the evolution of natural gas for the eastern region is from 40 to 137 km, for the western region: from 12.3 to 161.5 km, and for the southern region: from 27 to 181 km. 34

Застосування методики констант рівноваги реакцій для визначення глибин утворення природних газів (на прикладі газових родовищ України)

Репозитарії

Схожі ресурси