ПРИМЕНЕНИЕ АНАЛИЗА СТАБИЛЬНОСТИ СМЕСИ УГЛЕВОДОРОДОВ МЕСТОРОЖДЕНИЯ Х И У ДЛЯ ПРОГНОЗИРОВАНИЯ ВЫПАДЕНИЯ ПАРАФИНА

Термодинамическое описание осаждения парафина – относительно новый подход в решении проблемы выпадения парафина, с которой нефтегазовая индустрия борется довольно продолжительное время. В литературе существует множество моделей с целью прогнозирования термодинамических условий, при которых образуется первый кристалл парафина. Первой задачей во всех моделях является определение стабильности смеси углеводородов для того, чтобы определить перспективу выпадения парафина. Стабильность смеси определяется термодинамическим поведением фаз многокомпонентной смеси, а именно нахождением всех существующих фаз в равновесии. С этой целью разработан новый алгоритм стабильности с минимизацией энергии Гиббса для определения осаждения парафина в углеводородных смесях. Алгоритм основан на термодинамической модели multi-solid с концепциями УС. Главный критерий устойчивости – нахождение смеси в ее глобальном минимуме. Предлагаемый анализ стабильности предсказывает, будет ли данная смесь разделена на несколько фаз или будет существовать как одна фаза при заданных условиях температуры и давления. Модель была проверена на 6 образцах из месторождений X и Y, показывающих нестабильность исходных нефтяных смесей, что согласуется с реальным поведением нефти в условиях месторождения. Результаты нового алгоритма устойчивости сопоставимы с результатами моделей, представленных ранее. Главное достоинство метода – простота и надежность.

1. Pan H., Firoozabadi A., Fotland P., SPE Prod. Facility J, 1997, 10, 250–258.

2. Lira-Galeana, Firoozabadi A., Prausnitz J.M., AIChE J., 1996, 42, 239–248.

3. Wasylkiewicz S.K., Sridhar L.N., Doherty M.F. & Malone M.F, Industrial and Engineering Chemistry Research, 1996, 35(4), https://doi.org/10.1021/ie950049r.

4. Michelsen M.L. Fluid Phase Equilibria, 1982, 9: 1-19, https://doi.org/10.1016/0378-3812(82)85001-2.

5. Monroy-Loperena R. Fluid Phase Equilibria, 2013, 348, https://doi.org/10.1016/j.fluid.2013.03.005.

6. Robinson D.B., Peng D.Y., S.Y.K. Chung, Fluid Phase Equil, 1985, 24.

7. Whitson C.H, SPE J. Phase behavior, 1983, 683–694.

8. Danesh, A. PVT and phase behaviour of petroleum reservoir fluids, 1998, https://doi.org/10.1016/s0264-8172(99)00062-8.

9. Parks G.S. Journal of the American Chemical Society, 1954, 76 (7), https://doi.org/10.1021/ja01636a111.

10. Makhatova M. C7+ splitting and lumping, 2019.