Преузми

• Gasokondezatni fluidi se sastoje od komponenata parafinske serije, odmetana do heptana, sa određenom koncetracijom težih ugljovodnika ineugljovodničnih jedinjenja. Teže frakcije gasokondezatnih sastava(heptan i ostali) često uključuju naftenske i aromatske ugljovodonike urazličitim odnosima. Koncentracija težih komponenata je povećana uuslovima viših ležišnih pritisaka i temperatura. Sadržaj neorganskihjedinjenja u gasokondezatnim smešama (sumporvodonik, ugljen-dioksid,azot, merkaptani, helijum) u izvesnim slučajevima dostiže 50%. U ležištimagasokondezata smeša je u gasovitom stanju. Ako se pritisak i (ili)temperatura izjednače sa vrednostima parametara kondenzacije, težeugljovodonične komponente sukcesivno prelaze u tečnu fazu (kondezat).Količina kondezata gasokondezatnih sastava varira u širokom rasponu,uglavnom od 10-700 cm 3 /m 3 sa benzinskim, kerozinskim i uljnimfrakcijama.• Temperature ležišta fluida proizilazi iz toplote Zemljinog jezgra,konvekcionih strujanja, raspada radioaktivnih elemenata i drugih fizičkohemijskihprocesa. Promena temperature sa dubinom (geotermalnigradijent) je približno konstantna za određeni teren ispod nivoa uticajapovršinskih temperatura. Prosečan tempreraturski gradijent iznosi 1.11 °Cna 30m dubine.• Temperatura u ležištima je uglavnom konstantna nezavisno od promenakoličina i vrste ugljovodoničnih fluida. Ležišne temperature su čestorelativno visoke (iznad 100 °C).

Ponašanje binarnog sistema• Svaka od komponenata binarnog sistema(dvokomponentni sistem: metan-etan; etanpropan..)zadržava svoje osobine.• Promene binarnih sistema u funkciji p i T (procesizotermne kompresije-slika 3.): tačka C je kritičnatačka (kritična vrednost T i p) iznad koje je dvofaznaoblast. AC je kriva zasićenja, a BC je kriva rose.Najveća vrednost temperature na kojoj možepostojati dvofazna oblast na krivoj rose jekrikondenterma (Tk), a najveća vrednost pritiska nakojem može postojati dvofazna oblast na krivojzasićenja je krikondenbara (Pk).• Postojanje tečnosti i para iznad kritičnih vrednosti p iT uslovljavaju poseban oblik kondenzacije iisparavanja u oblasti između Pc i Pk, odnosno Tk iTc, koje se nazivaju retrogradne pojave. Onenastupaju, kao što je prikazano na dijagramu na slici4., u oblasti šrafiranih površina. Pri izotermnojkompresiji, u tački A sistem je u parnoj fazi, u Bpočinje kondenzacija, u D je maximim tečne fazeodakle se količina tečnosti ponovo smanjujenastupaisparavanje, tako da je u E sistem ponovo uparnoj fazi. Analogno tome, na izobari-Pi pri porastutemperature proces isparavanja je od I-H, a od H-Gkondenzacija. Znači, proces retrogradnogizotermnog isparavanja i retrogradne izotermnekondenzacije je na delu krive DE i BD, aretrogradnog izobarnog isparavanja i kondenzacijena delu krive IH i HG. Retrogradne pojave zavise odP i T, kao i od sastava sistema i u suštini sunegativne, jer utiču na smanjenje količine pridobivihfluida

Karakteristike mnogokomponentnih sistemaMnogokomponentni sistem predstavlja realne smeše ugljovodonika (nafte, prirodni gasovi, gasokondezat). U p-Tdijagramu (slika 5.) ponašaju se kao binarni sistemi-imaju retrogradne pojave i fazne transformacije.-ako su ležišni uslovi P Li T Lu tački F radi se o gasnom ležištu, jer je fluid u toj tački u gasovitom stanju. Padompritiska duž izoterme ne dolazi do promene faznog stanja.- ako su ležišni uslovi P Li T Lu tački A radi se o gasokondenzatnom ležištu sa retrogradnim pojavama.-sistem u tački J odgovara naftnom ležištu sa početnim ležišnim pritiskom iznad pritiska zasićenja. Padom pritiskadolazi do izdvajanja gasa i u tački I je isto ležište na pritisku zasićenja. Ako pritisak dalje pada pri istoj ležišnojtemperaturi u tački L, radi se o naftnom ležištu sa gasnom kapom. Na slici su dati takođe uslovi separacije, tj.razdvajanja sistema na tečnu i gasovitu fazu na površinskim uslovima.Na slici 6. je prikazan tipični dijagram smeše gasa sa prirodnim gazolinom tj. dijagram gasokondezatnih sistemasa jako uvećanom oblašću retrogradnih pojava, desno od kritične tačke. Sadržaj najlakših ugljovodonika (metana,etana) izaziva pomeranje kritične tačke u levo, i na taj način se može izbeći oblast retrogradnih pojava.

Tipični P-T dijagram za gasno ležište sa vlažnim gasom dat je na slici 7. Za vlažni gasvaži da je sadržaj težih komponenti manji u odnosu na kondezatni gas, pa je sistem uležišnim uslovima uvek u gasnoj fazi, dok se u uslovima separatora izdvaja određenakoličina tečnosti.P-T dijagram za gasno ležište sa suvim gasom (pretežno sadrži metan) dat je na slici8. Smeša je i u ležišnim i separatorskim uslovima uvek u gasnoj fazi.

Sistem slojne nafte (teži tečniugljovodonici+rastvoreni gas, parafinski lakiugljovodonici) se karakteriše specifičnim PV i P-T dijagramom prikazanim na slikama 9 i 10. SaPV dijagrama se vidi da je kod ovakvog sastavateško dobiti pritisak početka kondezacije jer seradi o težim ugljovodonicima čiji su naponi parana veoma niskim pritiscima. Na PT dijagramupočetni ležišni uslovi su u A, a u B uslovi useparatoru. U tački A radi se o ležištu koje bisadržalo zasićenu naftu-zasićeno naftnoležište; uA′-nezasićeno I u A′′ naftno ležište sa gasnomkapom.

Tabelarni pregled karakteristikaugljovodoničnih smeša:Tabela 1.Tipičan sastav sistema (mol%)Tabela 2.Klasifikacija prema gasnom faktoru i gustiniKomponenta(%)SuvigasKondezat.gasnaftaC 195 82 50C 23 7 3C 31 3 2C 40.6 2.5 1.5C 50.3 1.5 1C 60.1 1 1.5C 7+- 3 41VrstaSuvi gasVlažni gasKondezatnigasnaftaGORNm 3 /m 3-10 000-180001 400-13000

1.1.2 Jednačina stanja realnog gasaJednačine stanja, kojima se opisuje PVT ponašanje gasova, imaju izuzetan značaj jeromogućavaju određivanje termodinamičkih veličina gasova i njihovih smeša. Mada su prvobitnokorišćene samo za gasovitu fazu, u poslednje vreme većina jednačina stanja se može primeniti ina tečnu fazu kao i u ravnoteži para-tečnost.Jednačina stanja se može predstaviti funkcijom oblika:F (p,V,T) = 0 Jednačina podrazumeva odsustvo električnih, magnetnih, gravitacionih ipovršinskih efekata. Svaka jednačina stanja mora zadovoljavati uslov termodinamičke stabilnostiu kritičnoj tački, definisan jednačinom:Razvoj jednačina stanja realnihgasova se kretao u dva osnovnapravca. Prvi pristup se zasniva nadodavanju korekcionih članovajednačini stanja idealnog gasa, datojeksplicitno u funkciji od pritiska:Na ovom konceptu je razvijena velika grupa jednačina stanja - analitičke jednačine stanja.Drugi pristup podrazumeva da se jednačina stanja idealnog gasa koriguje preko empirijskogfaktora kompresibiliteta (faktora stišljivosti) Z.(Za vrednost Z=1 jednačina se svodi na jednačinu stanja idealnog gasa, tj. za idealni gas je podsvim uslovima Z=l. Metode koje su razvijene na bazi principa korespondentnih stanja koriste ovajdrugi princip.

Van der Vals je dao klasičan princip korespondentnih stanja uvodeći redukovane veličine:gde su p,T i V veličine koje karakterišu raznatrano stanje, dok su pc, Tc, i Vc kritični paremetrikomponente. Vrednost redukovanih veličina u kritičnoj tački je jednaka jedinici.Princip korespondentnih stanja daje faktor kompresibilnosti kao funkciju redukovanih veličina:Z=f (p r, T r)Autori Stending i Katz su definisali dijagram faktora kompresibilnosti dobijen osrednjavanjemeksperimentalnih podataka za izvestan broj gasova (slika 1.1).Kod gasnih smeša vrednosti kritičnih parametara se mogu dobiti slaganjem kritičnih parametarapojedinačnih gasnih komponenti u onoj meri u kojoj su zastupljene u smeši:Gde je:p pc =pseudokritični pritisak gasne smeše sastavljene od komponenti l,2,...,n,T pc - pseudokritična temperatura gasne smeše sastavljene od komponenti l,2,...,n,p ci= kritični pritisak za komponentu i (i=l,2,...,n)T ci = kritična temperatura za komponentu i (i=1 ,2,...,n)

1.1.3 Gustina gasaGustina gasa se definiše kao masa jedinice zapremine gasa, na datim uslovima pritiska itemperature:gde je:Mg- molekulska masa gasaRelativna gustina, ili kako se ponekad naziva specifična težina, se defmiše kao odnosgustine gasa na određenom pritisku i temperaturi i gustine vazduha na istom pritisku itemperaturi. Gustina vazduha se može izraziti kao:Iz definicije relativne gustine sledi :

1.1.4. Zapreminski faktor gasaZapreminski faktor za gas je odnos zapremine gasa na ležišnim uslovima izapremine gasa na standardnim uslovima pritiska i temperature(p sc =101,325 kPa, T sc =288 K)Jedinica za zapreminski faktor je m 3 /Stm 3 .Ako zapremine izrazimo preko jednačine stanja, uzevši da je faktorkompresibiliteta pri standardnim uslovima jednak jedinici, biće:Na primer, ako je pritisak gasa u ležištu 20000 kPa, a temperatura 100°C,faktor kompresibiliteta 0,910, zapreminski faktor za gas je: 0,00533.Ako zapreminski faktor za gas iznosi to znači da će 1m 3 tog gasa zapremati0,00533 m 3 u ležištu.

1.1.5 Izotermni kompresibilitet gasaPromena zapremine gasa sa pritiskom pri konstantnoj temperaturi naziva se izotermnikompresibilitet gasa i izražava se koeficijentom kompresibiliteta gasa c g.Ovaj faktor ne treba mešati sa faktorom kompresibiliteta z, koji se još zove i faktor odstupanja.Ako se zapremina izrazi jednačinom stanja, izvod zapremine po pritisku se može napisati kao:

1.1.6 Viskoznost gasaViskoznost prirodnog gasa zavisi od pritiska, temperature i sastava gasa. Autori Kobajaši i Berouz surazvili korelacione dijagrame sa slika 12. i 13. Dijagram sa slike 12. daje vrednosti viskoznosti gasa naatmosferskom pritisku, µ 1 iz podataka o relativnoj gustini ili molekulskoj masi gasa. Ukoliko gas sadržiCO 2 , N 2 ili H 2 S potrebno je korigovati vrednost µ 1 . Tako dobijena vrednost viskoznosti se množi saodnosom viskoznosti µ/µ 1 koja se dobija sa dijagrama sa slike 13., kada se izračunaju pseudoredukovaniparametri gasa.Slika 12. Dijagram viskoznostiugljovodoničnih gasova naatmosferskim uslovima pritiska iležišnoj temperaturiSlika 13. Odnos viskoznosti u funkcijipseudoredukovane temperature i pritiska

2.2.2 Zapreminski faktor nafteZapreminski faktor za naftu je odnos zapremine nafte na ležišnim uslovima i iste nafte nastandardnim uslovima.2.2.3. Izotermni kompresibilitet nafteKompresibilitet nafte se definiše kao:Znak minus ispred izraza sa desne strane jednakosti je zbog toga što izvod dV/dp uvek imanegativnu vrednost. Pošto se i zapremina V i odnos dV/dp menjaju sa pritiskom, kompresibilitetnafte je različit za različite vrednosti pritiska, pri čemu je kompresibilitet veći na nižim pritiscima.Srednji kompresibilitet se može izračunati kao:

2.2.4. Viskoznost nafteNa slici 14. je prikazan dijagram promene viskoznosti nafte sa pritiskom, za četiri nafte, natemperaturi ležišta. Sa dijagrama se vidi da pad pritiska do tačke zasićenja dovodi do smanjenjaviskoznosti, dok se ispod tačke zasićenja viskoznost nafte smanjuje sa smanjenjem pritiska.Slika 14. Promena viskoznosti sa pritiskom za 4 ležištaViskoznost se, kao i druga fizička svojstva nafte, laboratorijski određuje PVT analizom, upotrebom viskozimetra.Međutim, kada se ne raspolaže podacima PVT analize, moguće je približno izračunati viskoznost primenombrojnih empirijskih korelacija. Egbogah je formulisao sledeću relaciju za tzv.„mrtve nafte" (nafte koje ne sadržerastvoreni gas) za pritiske manje ili jednake pritisku zasićenja.Gde je:µod-viskoznost mrve nafte, cP (1cP=1mPas);T=temperatura, °F

Begs i Robinson su formulisali korelaciju za izračunavanje viskoznosti „žive" nafte:pri čemu se za izračunavanje µ odmože koristiti prethodno navedena korelacija Egbogaha.