Вісники та науково-технічні збірники, журнали

Permanent URI for this communityhttps://ena.lpnu.ua/handle/ntb/12

Browse

Author: search.filters.author.Lyubchak, O. V.Has files: Yes

Search Results

Now showing 1 - 2 of 2
  • Thumbnail Image
    Item
    Entropy maximization method in thermodynamic modelling of organic matter evolution at geodynamic regime changing
    (Видавництво Львівської політехніки, 2020-02-25) Хоха, Ю. В.; Яковенко, М. Б.; Любчак, О. В.; Khokha, Yu. V.; Yakovenko, M. B.; Lyubchak, O. V.; Інститут геології і геохімії горючих копалин Національної академії наук України; Institute of Geology and Geochemistry of Combustible Minerals of National Academy of Sciences of Ukraine
    Мета. Основна мета нашого дослідження – продемонструвати використання методу максимізації ентропії для розрахунку складу геохімічної системи, що складається із твердих та газоподібних органічних речовин. Зміна геодинамічної обстановки є рушійною силою перерозподілу елементів між сполуками в таких системах. Відповідно до апарату термодинаміки, основними факторами, які впливають на цей перерозподіл, є тиск, температура та початкова кількість елементів. Методи. Метод мінімізації енергії Гіббса, метод максимізації ентропії, метод констант незалежних хімічних реакцій, метод невизначених множників Лагранжа, ітераційний метод Ньютона–Рафсона. Відомо, що розсіяна органічна речовина, яка переважно представлена багатьма типами керогену, являє собою нерегулярний полімер, будову якого неможливо описати однозначно. Для розрахунку рівноваги в системі кероген/гази, щоб одержати надійні результати, необхідно застосувати нову модель, яка б не ґрунтувалась на модельних структурах керогену. Ми запропонували і детально описали спосіб застосування формалізму Джейнса та максимізації ентропії для розрахунку зміни складу системи кероген/газ під час зміни геодинамічних режимів. Для розрахунків створено програмне забезпечення у вигляді макросів Excel та компільованої системної бібліотеки мовою Visual Basic. Результати. Для перевірки надійності методу та алгоритму розраховано склад системи, що складається із керогену ІІ типу, вуглеводнів від метану до пентану (з ізомерами), вуглекислого газу, води та сірководню. Результатом розрахунку стали мольні частки вуглеводневих компонентів та адитивних груп, з яких складається кероген, для різних глибин земної кори. Обчислення виконано для трьох теплових потоків: 40, 75 та 100 мВт/м 2, із урахуванням літостатичного тиску. Новизна. Встановлено, що зміна геодинамічної обстановки впливає на розподіл елементів між газами та керогеном у замкненій термодинамічній системі; моделювання поведінки системи кероген/газ із застосуванням методу максимізації ентропії дає результати, які не суперечать експериментам з вивчення структури керогену ІІ типу в різних стадіях зрілості; характер змін концентрацій вуглеводневих газів у рівновазі з керогеном ІІ типу свідчить про те, що гіпотеза “нафтового вікна” не суперечить постулатам рівноважної термодинаміки. Практична значущість. Метод максимізації ентропії можна успішно використовувати для розрахунку складу різних геохімічних систем із органічних сполук. Метод придатний для визначення хімічного складу нерегулярних полімерів, таких як кероген, бітум, гуміни, у рівновазі з газами та рідинами.
  • Thumbnail Image
    Item
    Thermodynamic and hydrogeological conditions of forming the hydrocarbon deposits of the Pre-Black Sea aquiferous basin
    (Видавництво Львівської політехніки, 2015) Lyubchak, O. V.; Kolodiy, I. V.; Khokha, Y. V.
    Purpose. Finding the connection between the thermodynamic conditions of hydrocarbon mixtures synthesis and zones of oil and gas accumulation. Methodology. The thermodynamic eguilibrium depths of gas and gas- condensate deposits were fixed by the method of eguilibrium constants of independent reactions based on the chemical composition of hydrocarbons re-counted on chemical elements. The investigations of formation waters, natural gases and water-dissolved gases were based on the methods of chemical, elementary spectral, atomic absorption and gas chromatographic analysis. Results. Received data point to essential differences in depths of a thermodynamic equilibrium for the deposits of Eocene, Maikopian, and Neogene on the one hand, and Lower Paleocene and Cretaceous sediments on the other. The first ones are characterized by values of depths in boundaries from 30 to 50 km while the second ones show a similar parameters in the boundaries from 120 to150 km. The analysis of the geological, hydrogeological and geochemical circumstances of the Pre-Black Sea aquiferous basin (PBSAB) testified to that the gas-vapour mixtures that are the sources of the Upper Cretaceous, Paleocene and Maikopian gas deposits are formed in high-temperature zone (about 300 °C) of depth origin. We consider the Lower Paleocene fields as primary formed only if gases rapidly migrated vertically (in free phase) from high-temperature places of their generation. The ways of possible migration were sublatitudinal faults and zones of decompression. The hydrocarbon fields in Maikopian and even Miocene sediments show the further way of vertical migration of gas and its accumulation in the traps throughout the whole way. Based on the analysis of the hydrogeological, hydro-and gas-geochemical investigations and thermodynamic calculations the model of gas fields forming in PBSAB was carried out. Originality. Hydrogeological data and thermodynamic calculations indicate the depth of origin of hydrocarbons. We suppose that differences in equilibrium depths between the fields of various deposits are coherent with peculiarities of processes of their filling with fluids. The maximum localization of gas-condensate fields at depths of 1900-3000 m testifies not to hydrocarbons formation in this range of depths, but to optimum geology- hydrogeological conditions of forming and of preservation deposits. The migration and preservation of hydrocarbons demand essentially various geology-physical and hydrogeological circumstances: the first is favoured by dynamics of the hydrostatic pressure systems, active tectogenesis, high temperatures, low mineralization of waters; guasistagnat environment, moderate temperatures, presence of the reservoirs that overlapped by reliable seals are favourable for the other. The zone of oil and gas accumulation is related to elisional systems; and zone of through migration to thermohydrodynamic water drive systems. Practical significance. The received data allow forecasting composition of a hydrocarbonaceous component of a field proceeding from its proximity to a decompressions zone and depth of occurrence. We guess that with depth the amount of heavy alkanes will be incremented. The gas condensate fields, on depths more than 1900 m, have a plutonic genesisis. Цель. Установление взаимосвязи между термодинамическими условиями образования углеводородных смесей и зонами аккумуляции залежей углеводородов. Методика. Для расчета глубин равновесия нами использовался исключительно химический состав газов месторождений углеводородов, пересчитанный на элементы. В исследованиях подземных вод, свободных и растворенных в воде газов использовались методы химического, количественного спектрального и атомно-абсорбционного анализов, а также газовая хроматография. Результаты. Полученные результаты указывают на существенные отличия в глубинах термодинамического равновесия для месторождений в эоценовых, майкопских, и неогеновых отложениях с одной стороны и нижнепалеоценовых, меловых - с другой. Первые характеризуются значениями равновесных глубин в границах от 30 до 50 км, в то время как вторые показывают аналогичные параметры в границах от 120 до 150 км. Анализ геологических, гидрогеологических и геохимических условий Причерноморского водонапорного бассейна (ПВНБ) свидетельствует, что источники газопаровых систем, из которых образовались залежи газа в верхнемеловых, палеоценовых и майкопских отложениях, находились в высокотемпературной (около 300 °С) зоне глубоких впадин бассейна. Мы считаем, что нижнепалеоценовые залежи сформированы первично, вследствие быстротечной субвертикальной миграции гомогенной газопаровой смеси из высокотемпературных зон генерации. Путями возможной миграции были тектонические нарушения и зоны повышенной трещиноватости пород. Залежи в майкопских и миоценовых отложениях отражают дальнейший путь вертикальной миграции газа и его аккумуляции в ловушках. Гидрогеологические, гидро и газогеохимические исследования и термодинамические расчеты дали возможность обоснования модели формирования газовых месторождений ПВНБ. Научная новизна. Г идрогеологические исследования и термодинамические расчеты, проведенные нами согласуются с представлениями о высокотемпературном генезисе углеводородов. Мы полагаем, что отличия в равновесных глубинах между месторождениями различных отложений связаны с особенностями процессов их заполнения флюидом. Максимум локализации залежей в интервалах глубин 1900-3000 м свидетельствует не об образовании углеводородов в этом диапазоне глубин, а о наиболее благоприятных геолого¬гидрогеологических условиях формирования и сохранения залежей. Миграция и консервация углеводородов требует различных геолого-физических и гидрогеологических обстановок: миграции благоприятствует динамичность водонапорных систем, активный тектогенез, высокие температуры, невысокая минерализация вод; аккумуляции (консервации) углеводородов благоприятствует квазизастойная обстановка, умеренные температуры, наличие резервуаров, перекрытых надежными покрышками. Зона нефтегазонакопления связана с элизионными, а сквозной миграции - с термодинамическими водонапорными системами. Практическая значимость. Результаты позволяют прогнозировать состав углеводородной составляющей месторождения исходя из его местоположения, а именно - соседства с зоной разуплотнения пород (повышеной трещиноватости) и глубиной залегания. Мы полагаем, что с глубиной количество тяжёлых алканов будет увеличиваться. Газоконденсатные месторождения, находящиеся на глубинах более 1900 м, имеют глубинное происхождение.Гидрогеологические и термодинамические критерии газонефтеносности Причерноморского ВНБ могут использоваться для прогнозирования залежей в других нефтегазоносных регионах Украины. Мета. Встановлення зв’язку між термодинамічними умовами утворення вуглеводневих сумішей з зонами аккумуляції вуглеводневих відкладів. Методика. Для розрахунку рівноважних глибин ми використовували виключно хімічний склад газів родовищ вуглеводнів, перерахованих на елементи. В дослідженнях підземних вод, вільних і водорозчинених газів використовувались методи хімічного, кількісного спектрального і атомно-абсорбційного аналізів, а також газова хроматографія. Результати. Одержані результати вказують на існування суттєвої відмінності в глибинах термодинамічної рівноваги для родовищ в еоценових, майкопських і неогенових відкладах з одного боку та нижньопалеоценових, крейдових - з іншого. Перші характеризуються значеннями рівноважних глибин в межах від ЗО до 50 км, в той час як інші характеризуються аналогічними параметрами в межах від 120 дор 150 км. Аналіз геологічних, гідрогеологічних і геохімічних умов Причорноморського водонапірного басейна (ПВНБ) свідчить, що джерела газопарових систем, з яких утворились поклади газу в верхньокрейдових, палеоценових та майкопських відкладах, знаходились у високотемпературній (біля 300 °С) зоні глибоких западин басейна. Ми вважаємо, що нижньопалеоценові поклади первинно сформувались внаслідок швидкоплинної субвертикальної міграції гомогенної газопарової суміші з високотемпературних джерел генерації. Шляхами можливої міграції були тектонічні порушення і зони підвищеної тріщинуватості порід. Поклади в майкопських і міоценових відкладах відображають подальший шлях вертикальної міграції газу і його акумуляції в пастках. Гідрогеологічні, гідро і газогеохімічні дослідження і термодинамічні розрахунки дали змогу обгрунтувати модель формування газових родовищ ПВНБ. Наукова новизна. Гідрогеологічні дослідження і термодинамічні розрахунки, проведені нами, узгоджуються з уявленнями про високотемпературну генезу вуглеводнів. Ми вважаємо, що відмінності в рівноважних глибинах між родовищами різних відкладів пов’язані з особливостями процесів їх заповнення флюїдом. Максимум локалізації покладів в інтервалах глибин 1900-3000 м свідчить не про утворення вуглеводнів в цьому діапазоні глибин, а про найбільш сприятливі геолого-гідрогеологічні умови формування і збереження покладів. Міграція і консервація вуглеводнів потребує різних геолого- фізичних і гідрогеологічних обстановок: міграції сприяє динамічність водонапірних систем, активний тектогенез, високі температури, невисока мінералізація вод; акумуляції (консервації) вуглеводнів сприяє квазізастійна обстановка, помірні температури, наявність резервуарів, перекритих надійними покришками. Зона нафтогазонагромадження пов’язана з елізійними, а наскрізної міграції - з термодинамічними водонапірними системами. Практична значущість. Результати дозволяють прогнозувати склад вуглеводневої складової родовищ, виходячи з їх місцеположення, а саме - близькості до зон розущільнення порід (підвищеної тріщинуватості) та глибини залягання. Ми вважаємо , що з глибиною кількість тяжких алканів буде збільшуватись. Газоконденсатні родовища на глибинах понад 1900 м мають глибинне походження. Гідрогеологічні та термодинамічні критерії газонафтоносності Причорноморського ВНБ можуть застосовуватись для інших нафтогазоносних регіонів України.