View
2
Download
0
Category
Preview:
Citation preview
SVEUČILIŠTE U ZAGREBU
RUDARSKO-GEOLOŠKO-NAFTNI FAKULTET
Preddiplomski studij naftnog rudarstva
KLASIFIKACIJA LEŽIŠNIH UGLJIKOVODIKA NA TEMELJU RAČUNATIH FAZNIH DIJAGRAMA
Završni rad
Ivan Mitrović
N3215
Zagreb, 2011.
Sveučilište u ZagrebuRudarsko-geološko-naftni fakultet
Završni rad
POMAK FAZNOG DIJAGRAMA
IVAN MITROVIĆ
Završni rad je izrađen: Sveučilište u ZagrebuRudarsko-geološko-naftni fakultetZavod za naftno inženjerstvoPierottijeva 6, 10 000 Zagreb
Sažetak
Fazni dijagram je grafički prikaz količina tekuće i plinske faze razmatranog fluida pri određenom tlaku i temperaturi. Svaki fluid ima drugačiji fazni dijagram s obzirom na sastav. Jedinstvena klasifikacija ležišnih fluida po njihovim svojstvima ne postoji i klasifikacije se preklapaju. Analizirana je povezanost karakteristika faznog dijagrama i sastava, plinskog faktora i gustoće tekuće i plinske faze. Za analizu faznih dijagrama odabrano je 6 tipičnih fluida kojima je zatim mijenjan sastav, a proračuni su izvedeni pomoću PVT simulatora (PVTi).
Ključne riječi: fazni dijagram, klasifikacija ležišnih fluida, PVTi
Završni rad sadrži: stranice, tablica, slika i «broj » reference.
Jezik izvornika: Hrvatski
Završni rad pohranjen: Knjižnica Rudarsko-geološko-naftnog fakultetaPierottijeva 6, Zagreb
Mentor: Dr. sc. Domagoj Vulin, docent RGNf-aOcjenjivači: Dr. sc. Domagoj Vulin, docent RGNf-a Dr. sc. Miroslav Golub, redoviti profesor RGNf-a
Dr. sc. Tomislav Kurevija, docent RGNf-a a
Datum obrane: «datum »., Rudarsko-geološko-naftni fakultet, Sveučilište u Zagrebu
Sadržaj
Popis tablica.......................................................................................................................1
Popis slika..........................................................................................................................2
Popis oznaka i simbola......................................................................................................3
1. UVOD............................................................................................................................4
1.1. Klasifikacija ležišnih fluida.................................................................................................4
1.2. Klasifikacija prema McCainu..............................................................................................5
1.3. Klasifikacija prema Sečenu.................................................................................................7
1.3.1 Sirova nafta..................................................................................................................7
1.3.2. Prirodni plin................................................................................................................8
1.3.3. Prirodni bitumen........................................................................................................9
1.4. Klasifikacija prema Ahmedu.............................................................................................10
1.5. Klasifikacija ležišnih fluida prema PVT svojstvima.........................................................12
2. METODE ANALIZE..................................................................................................14
3. REZULTATI...............................................................................................................17
4. DISKUSIJA REZULTATA.......................................................................................23
5. ZAKLJUČAK..............................................................................................................27
6. LITERATURA............................................................................................................29
6. DODACI......................................................................................................................31
6.1. Primjer izvještaja flash proračuna pomoću PVTi simulatora (15,6°C i 1 bar).................31
6.2 Analizirani sastavi te izračunate vrijednosti iz sastava......................................................32
Popis tablica
Tablica 1-1. Lista tipičnih frakcija koje se izdvajaju iz sirove nafte................................4
Tablica 4-1. Prikaz svojstava odabranih fluida..............................................................19
Tablica 6.1. Good Oil Co-nafta......................................................................................34
Tablica 6.2. Nafta 2........................................................................................................34
Tablica 6.3. Nafta 3........................................................................................................35
Tablica 6.4. Nafta 4........................................................................................................35
Tablica 6.5. Nafta 5........................................................................................................36
Tablica 6.6. Good Oil Co-Volatile Oil...........................................................................36
Tablica 6.7. Hlapljiva nafta 2.........................................................................................37
Tablica 6.8. Hlapljiva nafta 3.........................................................................................37
Tablica 6.9 Hlapljiva nafta 4..........................................................................................38
Tablica 6.10. Hlapljiva nafta 5.......................................................................................38
Tablica 6.11. Good Oil Co-Near-Critical Oil.................................................................39
Tablica 6.12. Blizu-kritična nafta 2................................................................................39
Tablica 6.13. Blizu-kritična nata 3.................................................................................40
Tablica 6.14 Blizu-kritična nafta 4.................................................................................40
Tablica 6.15. Blizu-kritična nafta 5................................................................................41
Tablica 6.16. Good Oil Co-Gas Condensate..................................................................41
Tablica 6.17. Plinski kondenzat 2...................................................................................42
Tablica 6.18. Plinski kondenzat 3...................................................................................42
Tablica 6.19. Plinski kondenzat 4...................................................................................43
Tablica 6.20. Plinski kondenzat 20.................................................................................43
Tablica 6.21. Good Oil Co-Wet Gas..............................................................................44
Tablica 6.22. Good Oil Co-Dry Gas...............................................................................44
1
Popis slika
Slika 1-1. Klasifikacija ležišnih ugljikovodika – u obliku T-p dijagrama......................12
Slika 2-1. Prikaz faznog dijagrama u PVTi simulatoru..................................................16
Slika 3-1. Fazni dijagrami izvedenica Good Oil Co–Black Oil sastava.........................20
Slika 3-2. Fazni dijagrami izvedenica Good Oil Co–Near-Critical Oil sastava.............21
Slika 3-3. Fazni dijagrami izvedenica Good Oil Co-Volatile Oil sastava......................22
Slika 3-4. Fazni dijagrami izvedenica Good Oil Co-Gas-Condensate sastava...............23
Slika 3-5. Fazni dijagram Good Oil Co-Wet gas............................................................24
Slika 3-6. Fazni dijagram Good Oil Co-Dry Gas............................................................24
Slika 4-1. Maseni udjeli lakih (L), srednjih (S) i teških (T) ugljikovodika (i neugljikovodičnih primjesa)............................................................................................25
Slika 4-2. Odnos gustoće tekuće faze pri standardnim uvjetima i krikondenterma........26
Slika 4-3. Odnos gustoće tekuće faze pri standardnim uvjetima i krikondenbara..........26
Slika 4-4. Omjer tekuće i plinske faze pri standardnim uvjetima, te krikondenterma....27
Slika 4-5. Omjer tekuće i plinske faze pri standardnim uvjetima i krikondenbare.........27
Slika 4-6. Korelacija molarne mase plus frakcije i krikondenterma...............................28
Slika 4-7. Odnos molarne mase plus frakcije i krikondenbara.......................................29
2
Popis oznaka i simbola
K Watsonov faktor
L udio lakih komponenti
M molarna masa g/mol
p tlak Pa(bar)
pc tlak kritične točke Pa(bar)
pkrik tlak krikondenbare Pa(bar)
R2 koeficijent determinacije
Rs plinski faktor m3/m3
S udio srednjih komponenti
SCN broj ugljikovih atoma
T udio teških komponenti
Tc temperatura kritične točke °C
Tkrik temperatura krikondenterme °C
V volumen m3
Vk volumen kapljevine m3
Z faktor kompresibilnosti plina
γo relativna gustoća nafte
ρ gustoća kg/m3
3
1. UVOD
1.1. Klasifikacija ležišnih fluida
Klasifikacije ležišnih ugljikovodika se razlikuju od autora do autora. Ukoliko se fluid
sastoji većinom od manjih molekula, biti će u plinovitom stanju pri atmosferskim
temperaturama i tlakovima. Kod sastava koji ima veći udio većih molekula fluid će pri
atmosferskim uvjetima biti u tekućem stanju. Tipična nafta sadrži stotine različitih
kemijskih spojeva. Proizvodnjom nafte, tj. padom tlaka ispod tlaka zasićenja, dolazi do
dvofaznog protoka fluida. U dvofaznom protoku fluida dolazi do promjene sastava nafte
(povećanje gustoće) radi izdvajanja lakših komponenti. Radi lakše klasifikacije nafta je
podijeljena na frakcije prema vrijednostima točaka ključanja.
Tablica 1-1. Lista tipičnih frakcija koje se izdvajaju iz sirove nafte (McCain, 1990).
Frakcije Točka ključanja, C° Kemijski sastav Upotreba
Ugljikovodični plin C1-C2 Plinovito gorivo
Do 38 C3-C6 Ukapljeno gorivo,
otapalo
Benzin 38-177 C5-C10 Motorno gorivo,
otapalo
Kerozin 177-232 C11-C12 Mlazno gorivo,
sredstvo za kreking
Lako plinsko ulje 232-304 C13-C17 Diesel, loživo gorivo
Teško plinsko ulje 304-399 C18-C25 Ulje za podmazivanje
Lubrikanti i voskovi 399-510 C26-C38 Ulje za podmazivanje,
parafinski vosak
Ostatak(talog) 510+ C38+ Katran, koks, asfalt
4
1.2. Klasifikacija prema McCainu
Klasifikacija nafti prema kemijskom sastavu izvedena je po strukturama većih molekula
u smjesama (McCain, 1990) . Dijelimo ih na parafinske, naftenske, aromatske
ugljikovodike i asfalte.
1. Prafinski ili zasićeni ugljikovodici (CnH2n+2) su kemijski stabilni. Parafinski
ugljikovodici sadrže ravno-lančane ugljikovodike (npr. butan) i razgranate
ugljikovodike (isobutan). Sadrži većinom zasićene ugljikovodike.
2. Naftenski ili cikloparafinski ugljikovodici(CnH2n) sadrže komponente kružne ili
prstenaste strukture bez dvostrukih veza. Kemijski su stabilni.
3. Aromatski ugljikovodici ili areni (CnH2n-6) sadrže dvostruke veze i kemijski su
aktivni. Lako oksidiraju.
4. Asfalti i smole se sastoje većinom od ugljika i vodika sa jednim do tri atoma
sumpora, kisika, ili dušika po molekuli. Osnovna struktura je prstenasta.
Komercijalna vrijednost nafte lako se procijeni preko mjerenja sljedećih fizičkih
karakteristika: specifična gustoća, sadržaj benzina i krerozina, sadržaj sumpora, sadržaj
asfalta, granica tečenja i temperatura magljenja.
Prema McCainu, (1990) postoje 5 tipova ležišnih fluida. Nazivaju se obična sirova
nafta, hlapljiva nafta, retrogradni plin, mokri plin i suhi plin. O tipu fluida ovisi tip i
veličina opreme na površini, tehnike predviđanja rezervi nafti i plina, plan
iskorištavanja ležišta i odabir metode povećanja iscrpka nafte.
1) Obična sirova nafta sadrži širok opseg kemijskih komponenti, uključujući i
velike, teške nehlapive molekule. Obična sirova nafta na početku
proizvodnje ima plinski faktor (Rs) oko 350 m3/m3 (2000 scf/STB) ili manje.
S proizvodnjom Rs se povećava kako tlak u ležištu pada ispod točke
zasićenja. Nafta u spremniku imati će obično relativnu gustoću ispod 0.8
(ispod 45° API). Volumni faktor nafte biti će oko 2.0 m3/m3 ili manje.
Molarni udio C7+ najčešće iznosi više od 30%.
5
2) Hlapljiva nafta sadrži manje težih molekula i više srednje teških(C2-C6).
Fazni dijagram obuhvaća manji temperaturni opseg, dok je kritična
temperatura puno niža nego kod obične sirove nafte, tj blizu temperature
ležišta. Izohorne linije dvofaznog fluida u istom omjeru tekuće i plinske faze
nisu jednakog razmaka ali se pomiču prema granici zasićenja. Hlapljiva
nafta može rezultirati maseno kao 50% plina u ležištu s padom tlaka većim
od deset ili više bara ispod tlaka zasićenja. Razlika između obične sirove i
hlapljive nafte ovisi o trenutku kada će jednadžba materijalnog
uravnoteženja davati rezultate neprihvatljive točnosti. Razlika između
hlapljivih nafti i retrogradnih fluida je u kritičnoj temperaturi. Kritična
temperatura hlapljivih nafti mora biti veća od temperature ležišta. Plinski
faktor iznosi od 360 do 530 m3/m3 (2000 do 3000 scf/STB). Nafta u
spremniku biti će obično veće specifične težine od 40° API i povećavati će
se sa padom tlaka ispod tlaka zasićenja. Volumni faktor je veći od 2.0 m3/m3
(2,0 bbl/STB). Molarni udio C7+ je između 12.5-30 %.
3) Retrogradni plin ima fazni dijagram koji je manji po opsegu nego kod
nafte. Retrogradni plin ima manju kritičnu temperaturu i krikondentermu
veću nego što je temperatura ležišta. Nalazi se u obliku plina u ležištu. S
padom tlaka, tekućina kondenzira u ležištu. Tekućina koja kondenzira u
ležištu nije pridobiva. Donja granica plinskog faktora ležišta retrogradnog
plina je oko 590 m3/m3 (3300 scf/STB), dok gornja granica nije točno
definirana (zabilježena mjerenja od preko 26700 m3/m3 (150 000 scf/STB).
Relativna gustoća tekućine u ležištu biti će između 0.73 i 0.825 (40° i 60°
API) i povećava se padom tlaka ispod granice rosišta. Molarni udio C7+ je
manji od 12,5%.
4) Mokri plin postoji samo kao plin u ležištu tokom proizvodnje. Cijeli fazni
dijagram leži ispod temperature ležišta. Proizvodnjom mokrog plina dobiva
se i kapljevina (kondenzat) čija se relativna gustoća ne mijenja tokom
proizvodnje. Ležišta mokrog plina imaju plinski faktor veći od 8900 m3/m3
(50 000 scf/STB).
6
5) Suhi plin se sastoji većinom od metana. Pri uvjetima separatora ne dolazi do
izdvajanja kapljevine.
1.3. Klasifikacija prema Sečenu
Sečen (2002) definira petrolej kao opći izraz kojim su obuhvaćene sve prirodne pojave
smjesa u kojima prevladavaju ugljikovodici. Petrolej se može podijeliti na prirodni plin,
sirovu naftu i prirodni bitumen.
1.3.1 Sirova nafta
Viskoznost se koristi za podjelu nafte i bitumena, dok se gustoća koristi za razlikovanje
iznimno teških, teških i ostalih sirovih nafti. Otplinjena sirova nafta ima viskoznost
manju od 10 000 mPas, a prirodni bitumen veću, pri temperaturi ležišta i atmosferskom
tlaku (Sečen, 2002). Obično se sirova nafta klasificira u skladu s njenom gustoćom koja
se najčešće izražava u stupnjevima prema standardizaciji Američkog naftnog instituta
(American Petroleum Institute, °API).
Klasifikacijska granična vrijednost je određena prema gustoći vode kod 4°C, koja je
jednaka 1000 kg/m3 ili 10°API. Sirova nafta gustoće veće od 1000 kg/m3 klasificirana je
kao ekstra teška nafta.
Klasifikacija sirove nafte prema gustoći u rasponima (Sečen, 2002):
-za tešku naftu između 1000 i 920 kg/m3 ili između 10,0 i 22,3°API
-za srednje tešku naftu između 920 i 870 kg/m3 ili između 22,3 i 31,1°API
-za laganu naftu ispod 870 kg/m3 ili iznad 31,1°API
Ovisno o sadržaju sumpornih spojeva, sirova nafta može se klasificirati i kao kisela ili
slatka.
7
1.3.2. Prirodni plin
Prirodni plin se klasificira prema sadržaju neugljikovodičnih plinova, ugljikovodika
težih od metana, prema sadržaju sumpornih spojeva i ugljik dioksida, načinu
pojavljivanja i rentabilnosti (Sečen, 2002).
1.3.2.1. Klasifikacija prema sadržaju neugljikovodičnih plinova
Sirovi prirodni plin - prirodni plin kakav se proizvodi iz ležišta. Sadrži
određene količine težih ugljikovodika i neugljikovodične plinove. Obično nije
pogodan za direktno korištenje.
Tržišni prirodni plin - plin pogodan za prodaju i direktnu potrošnju. Mora
zadovoljavati određene minimalne specifičnosti (sadržaj težih ugljikovodika i
neugljikovodičnih plinova).
1.3.2.2. Klasifikacija prema sadržaju ugljikovodika težih od metana
Mokri (masni) plin - sadrži ugljikovodike teže od metana u količinama koje se
mogu komercijalno odvajati iz smjese, ili se moraju odvajati kako bi prirodni
plin bio pogodan kao gorivo ili kako bi se pripremio za transport plinovodom.
Suhi plin - prirodni plin koji sadrži premale količine težih ugljikovodika da bi
njihovo izdvajanje bilo komercijalno isplativo ili da bi se plin učinio pogodnim
za gorivo ili transport.
1.3.2.3. Klasifikacija prema sadržaju sumpornih spojeva i ugljik dioksida
Slatki prirodni plin – uopće ne sadrži sumporne spojeve ili su količine premale
da bi se morale odstranjivati.
8
Kiseli prirodni plin – sadrži sumpor, sumporne spojeve i/ili ugljik dioksid u
količinama koje se moraju odstranjivati.
1.3.2.4. Klasifikacija prema načinu pojavljivanja
Slobodni plin – pojavljuje se u prirodnim ležištima i nije u kontaktu sa sirovom
naftom
Vezani plin(naftni plin) – u kontaktu sa sirovom naftom ili otopljenj u ležištu u
sirovoj nafti.
-plin u plinskoj kapi – slobodni plin koji nedliježe slobodnu naftu i u
kontaktu je s naftom.
-plin otopljen u nafti – pri ležišnom tlaku i temperaturi
1.3.2.5. Klasifikacija prema rentabilnosti
Konvencionalni plin – plin koji se može pridobiti standardnim metodama
proizvodnje, bio vezan ili slobodan
Nekonvencionalni plin – može biti plin u slabo propusnim ležištima, u obliku
hidrata, otopljen u slojnoj vodi ili plin dobiven spaljivanjem ugljena u
rudnicima.
U naftnoj industriji se kapljevinama prirodnog plina označavaju dijelovi prirodnog plina
što se dobivaju kao kapljevine u separatorima na proizodnim postrojenjima ili na
postrojenjima za obradu plinova. Ukapljenim plinom su većinom obuhvaćeni etan,
propan, butan, pentan, prirodni benzin i kondenzat (Sečen, 2002).
1.3.3. Prirodni bitumen
Prirodni bitumen je dio petroleja koji se nalazi u polučvrstom ili čvrstom stanju i pri
ležišnonj temperaturi i atmosferskom tlaku viskoznost mu je veća od 10 000 mPas.
Prirodni bitumen može se naći i pod nazivima: nafta iz naftonosnih pijesaka, bitumeni,
nafta iz bituminoznih pješćenjaka i smola (Sečen, 2002).
9
1.4. Klasifikacija prema Ahmedu
Prema Ahmedu (2000) naftnim ležištima, sirova nafta se može podijeliti na običnu
sirovu naftu, sirovu naftu malog volumnog faktora (low-shrinkage cude oil), hlapljivu
sirovu naftu i sirovu naftu blizu kritične točke(near-critical crude oil).
1) Obična sirova nafta – uobičajeni plinski faktor za kreće se 35-125m3/m3 (200-
700 scf/STB), a relativna gustoća od 0.825-0.97 (15-40°API). U spremniku je
obično smeđe do tamno zelene boje.
2) Sirova nafta malog volumnog faktora – volumni faktor manji od 1.2 m3/m3,
plinski faktor manji od 35 m3/m3 (200 scf/STB), a relativna gustoća manja od
0.85 (35°API). U spremniku je crna ili tamne boje.
3) Hlapljiva sirova nafta – volumni faktor manji od 2 m3/m3, plinski faktor
između 360-570 m3/m3 (2000-3200 scf/STB), a relativna gustoća između 0.75 i
0.8 (45-55°API). Zelene je do narančaste boje, ovisno o neugljikovodičnim
komponenatma u sastavu. Karakteristika ležišta koja sadrže hlapljive nafte je da
se relativna gustoća povećava sa vremenom proizvodnje.
4) Sirova nafta blizu kritične točke – temperatura ležišta je blizu kritične
temperature smjese ugljikovodika. Moguć pad volumena za 45% i više pri padu
tlaka od oko 1 do 3 bar (10-50 psi) ispod tlaka zasićenja. Karakterizira ih plinski
faktor veći od 530 m3/m3 (3000 scf/STB), volumni faktor veći od 2.0 m3/m3i
molarni udio C7+ komponenti od 12.5-20 %.
10
Ako je ležišna temperatura veća od kritične temperature smjese ugljikovodika, ležište se
može klasificirati kao ležište prirodnog plina. Plinska ležišta sadrže fluide koje dijelimo
na retrogradni plin-kondenzat, plin-kondenzat blizu kritične točke, mokri plin i suhi plin
(Ahmed, 2000).
1) Retrogradni plin-kondenzat – ukoliko je ležišna temperatura veća od kritične
točke smjese ugljikovodika, a manja od kikondenterme ležište se može
klasificirati kao retrogradno plinsko-kondenzatno. Karakteriziraju ih plinski
faktor 1420-12470 m3/m3 (8000-70 000 scf/STB) i relativna gustoća veća od
0.78 (50°API).
2) Plin-kondenzat blizu kritične točke – odnos temperature ležišta i faznog
dijagrama je sličan kao i kod retrogradnog plina-kondenzata. Ono što
karakterizira ovaj fluid je brzo stvaranje kapljevine spuštanjem tlaka ispod linije
rosišta.
3) Mokri plin – temperatura u ležištu je veća od krikondenterme smjese
ugljikovodika. Proizvodnjom, tj. padom tlaka i temperature kondenzira se
kapljevina. Karakterizira ga plinski faktor 10700-17800 m3/m3 (60000 – 100000
scf/STB) i relativna gustoća veća od 0.74 (60°API).
4) Suhi plin – kao i kod mokrog plina, temperatura ležišta je veća od
krikondenterme smjese. Plin se kvalificira kao suhi obično kada mu je plinski
faktor veći od 17810 m3/m3 (100 000 scf/STB).
11
1.5. Klasifikacija ležišnih fluida prema PVT svojstvima U literaturi se često može pronaći klasifikacija ležišnih fluida prema odnosu ležišnih i
separatorskih uvjeta, te obliku faznog p-T dijagrama. Ovakva podjela da je dvoznačno
tumačenje jer svojstva fluida (gustoća, sastav) ne moraju biti poveziva s ležišnim
uvjetima (temperatura, tlak). Klasifikacija pomoću jednog dijagrama, sa strogo
određenim vrijednostima temperature i tlaka (kao iz Whitson, 2000, slika 1-1) vodi ka
pitanju: u kojim granicama temperature i tlaka se nalazi određena skupina ugljikovodika
(ležišta s otopljenim plinom – nafta, hlapiva nafta, kondenzatni, tj. retrogradni fluidi te
jednofazni fluid - suhi i mokri plin).
Slika 1-1. Klasifikacija ležišnih ugljikovodika – u obliku T-p dijagrama (digitalizirano
iz Whitson, 2000).
Za računsko određivanje PVT svojstava – faznih dijagrama, potrebno je koristiti PVT
simulator i u ovom radu korišten je dostupan PVTi od tvrtke Schlumberger Co
12
(Schlumberger Information Solutions, PVTi V2010.1). PVT simulatori
uglavnom koriste iste algoritme za računanje poznatih jednadžbi stanja (najčešće su to
kubične jednadžbe stanja primjenjive upravo na ležišne fluide u području ležišnih
temperatura i tlakova) te kasnije numeričko rješavanje/podešavanje parametara
jednadžbi stanja prema dostupnim eksperimentalno određenim pVT podacima. Moguće
jednadžbe stanja u PVTi simulatoru su Peng-Robinson (Peng, Robinson,, 1976), Soave-
Redlich-Kwong (Fuller, 1976), Redlich-Kwong (Redlich, Kwong, 1949), Zudkevitch-
Joffe (Zudkevitch, Joffe, 1970), Schmidt-Wenzel (Schmidt, Wenzel, 1980). PVTi
simulator koristi jednu od sljedećih korelacija za viskoznost: Lohrenz-Bray-Clark
(Lohrenz, 1964), Pedersen (Pedersen i dr, 1983), Lohrenz-Bray-Clark modificirana
korelacija (Lansangan, Taylor, 1993). U završnome radu korištena je Peng-
Robinsonova jednadžba stanja i Lohrenz-Bray-Clark korelacija za viskoznost.
13
2. METODE ANALIZE
Kako bi se pokušalo ujediniti klasifikacije ležišnih fluida prema sastavu i PVT
svojstvima, odabrano je 6 oglednih uzoraka tipičnih fluida koji su u literaturi (Whitson ,
2000, Amyx 1988) definiranih kao teška nafta (eng. black oil), hlapiva nafta (eng.
volatile oil), nafta blizu kritične točke (eng. near critical oil), plinski kondenzat (eng.
gas condensate), mokri plin (eng. wet gas) i suhi plin (eng. dry gas).
Svrha rada bilo je ispitati slijedeće hipoteze:
1. pojedine klase ležišnih ugljikovodika mogu se odijeliti kada su težinski sastavi
prikazani trokutnim dijagramom,
2. moguće je funkcionalno povezati gustoće fluida i oblik, tj. položaj i veličine
faznog dijagrama.
Time bi se ležišni ugljikovodici mogli zorno prikazati trokutnim dijagramom i svrstati u
pojedinu klasu nakon što je poznat sastav. S druge strane, klasifikaciju ležišnih
ugljikovodika određuje ne samo ležište, tj. ležišni p-T uvjeti, nego međusobni odnos
faznog dijagrama, ležišne izoterme te konačno promatranih uvjeta separacije.
Za potrebu ovakve analize, iz 6 oglednih uzoraka (primjeri analiza pod kodnim imenom
Good Oil Co. iz CoreLab, 1982.), mijenjani su parametri koji definiraju fluid, računati
su fazni dijagrami, gustoće tekuće i plinske faze pri standardnim uvjetima (eng.
standard conditions, s.c. - standard naftne industrije 60°F pri atmosferskom tlaku,
kompanije koje ne koriste angloameričke jedinice podrazumijevaju pod standardnim p-
T uvjetima 15.6°C i 1 bar) i plinski faktor, Rs ,također pri standardnim uvjetima. Kako
se svojstva ugljikovodičnih fluida bitno mijenjaju promjenom sastava, planirana su
slijedeća razmatranja u varijacijama svojstava sastava fluida:
1. Za fluide s većim udjelima težih (T) ugljikovodika, pošto je sastav određen od
C1 do C7+ nema smisla mijenjati sastav. Njihova svojstva se bitno mijenjaju
prvenstveno udjelom ugljikovodika s brojem ugljika (eng. single carbon
number, SCN) većim od 7, a manje udjelom metana i neugljikovodičnih
komponenti. Kako je u mjerenjima sastava najčešće poznat sastav do SCN=7 ili
14
SCN=10, a na svojstva utječu ugljikovodici s puno većim SCN brojem, za takve
fluide najlogičnije je analizirati odnos iznosa molarne mase tj. gustoće plus
frakcije (gustoća tekuće faze, pošto su pri s.c. heptani i plus frakcije skoro 100%
u tekućoj fazi).
2. Fluidi blizu kritične točke, te jako hlapive nafte i jako kondenzatni sustavi su
najsloženiji sustavi na koje utječe i udio lakih (L), srednjih (S) i teških (T)
komponenata, a na početku analize pretpostavljeno je kako će na svojstva faznih
dijagrama te ostalih računatih rezultata utjecati više parametara, a ne samo
molni, tj. maseni udjeli (koje se pri istim molarnim udjelima može mijenjati
molarnom masom plus frakcije). Općenito, kod fluida koji imaju nagle i/ili
retrogradne promjene odnosa faza u dvofaznom području volumni pomak (eng.
volume shift) je izraženiji te za definiciju takvog faznog ponašanja nisu dovoljne
mase, nego je potrebno podešavanje izračunate kritične točke + frakcije (koja se
inače može računati korelacijama) binarnih interakcijskih parametara
neugljikovodičnih komponenata s ugljikovodičnim, te bi bila poželjna precizna
definicija temperature vrelišta + frakcije.
3. Kako u Republici Hrvatskoj ima niz plinsko-kondenzatnih ležišta s jako velikim
udjelom CO2 (čak preko 40%), kod fluida koji sastavom otprilike spadaju u
skupine plinskih kondenzata i mokrih plinova su mijenjani i udjeli CO2.
4. Kod suhog plina, separacijskim rezultatom (nema signifikantnog udjela
kapljevine) je sve definirano i nije bilo potrebno posebno razmatrati različite
udjele metana, tj. lakih komponenata.
Kao što je već i spomenuto, za određivanje faznih dijagrama koristi se PVT
simulator (u ovom slučaju PVTi koji je dio simulacijskog paketa ECLIPSE, tvrtke
Schlumberger). Unosom sastava fluida (molarnog udjela komponenti, molarne mase
i relativne gustoće C7+ komponente) simulatorom se, kao rezultat proračuna nekom
od odabranih jednadžbi stanja te upotrebom niza odabranih korelacija, generira
tablicu rezultata, crta fazni dijagram (primjer ekranskog prikaza je dan na slici 2-1) i
daje izvještaj o fluidu prilikom simulacije flash testa kako bi se ustanovila svojstva
(molarna masa, relativna gustoća, količine tekuće i plinske faze) pri standardnim
uvjetima.
15
Slika 2-1. Prikaz faznog dijagrama u PVTi simulatoru.
Usporedbe različitih jednadžbi stanja (JS) i korelacija parametara jednadžbe stanja bi
premašile okvire završnog rada. Također, podešavanja parametara jednadžbe stanja nisu
moguća bez detaljnih laboratorijskih PVT izvještaja. To znači da rezultati simulacije
isključivo na temelju sastava mogu jako varirati (na kraju krajeva, to je i razlog zašto se
obično provodi regresija parametara JS prema laboratorijskim podacima).
Proračun je zato proširen i modificiran, korištenjem Peng i Robinsonove JS (1976) uz
Pénelouxov (1982) volumni pomak (eng. volume translation ili volume shift) kako bi se
smanjila pogreška u proračunu volumena u područjima gdje se pojavljuje tekuća faza
(dvofazno područje, tj. bilo je bitno za što točniji proračun gustoće tekuće faze pri
standardnim uvjetima).
16
3. REZULTATI
PVTi simulatorom analizirana su 22 fluida. Za svaki sastav i svojstva (podaci
publicirani u Whitson, 2000 kao Good Oil Co. pVT izvještaji 6 različitih fluida)
napravljeno je nekoliko razmatranja uz stanovite promjene u sastavu i molarnoj masi
C7+. Dobivene su gustoće tekuće i plinske faze, plinski faktor i fazni dijagrami (slike 3-
1 do 3-5). Detaljne informacije razmatranim sastavima i o analizi date su u dodatku 6.2.
Tablica 3-1. Prikaz svojstava odabranih fluidai naziv M C7+ R s r tek. r plin T krik p krik T c p c
g/mol m3/m3 kg/m3 kg/m3 °C bar °C bar1 Good Oil Co - nafta 274 53,4 916,4 0,8281 647,5 185,9 533,1 129,13 nafta 3 300 52,5 936,2 0,8258 654,4 193,5 567,6 128,35 nafta 5 274 53,3 916,7 1,0860 648,2 175,4 535,8 125,84 nafta 4 274 56,1 916,5 0,9688 647,4 180,6 533,0 128,82 nafta 2 250 60,3 896,6 0,8308 616,8 177,7 499,4 128,38 hlapiva nafta 3 240 289,5 871,0 0,9442 571,9 397,0 330,8 363,414 blizu-kritična nafta 4 260 679,1 867,1 1,0458 568,6 600,5 151,0 591,415 blizu-kritična nafta 5 260 678,4 867,0 1,0791 567,2 568,1 149,0 554,413 blizu-kritična nafta 3 250 702,8 862,2 0,9810 557,2 599,8 134,5 588,47 hlapiva nafta 2 230 295,3 851,7 0,9457 555,2 380,2 315,4 352,76 Good Oil Co - hlapiva nafta 228 297,2 849,8 0,9459 551,5 377,4 312,2 351,212 blizu-kritična nafta 2 230 745,7 842,3 0,9765 526,6 533,4 102,7 504,711 Good Oil Co - blizu-kritična nafta 219 773,4 831,5 0,9454 506,0 494,6 84,1 453,29 hlapiva nafta 4 225 291,8 823,2 0,9468 545,1 365,8 307,8 341,720 plinski kondenzat 5 184 1166,4 813,6 1,2094 423,0 433,6 -5,8 222,818 plinski kondenzat 3 184 1163,0 813,0 1,1714 421,5 426,4 4,1 271,517 plinski kondenzat 2 184 1164,0 812,8 0,9791 421,7 438,3 -4,9 277,719 plinski kondenzat 4 184 1164,0 812,8 1,0432 421,2 405,2 13,6 245,916 Good Oil Co - plinski kondenzat 184 1165,0 812,7 0,9482 421,8 451,5 -18,7 274,621 Good Oil Co - mokri plin 130 35083,0 809,9 0,9378 180,3 258,210 hlapiva nafta 5 222 285,6 794,7 0,9478 537,8 354,1 303,1 332,222 Good Oil Co - suhi plin 0,7570 -8,4 88,7
17
i naziv L S T L S Tmol. udio mol. udio mol. udio mas. udio mas. udio mas. udio
1 Good Oil Co - nafta 0,3496 0,0864 0,5640 0,0344 0,0259 0,93973 nafta 3 0,3496 0,0864 0,5640 0,0315 0,0238 0,94465 nafta 5 0,2598 0,1762 0,5640 0,0252 0,0500 0,92484 nafta 4 0,2998 0,1362 0,5640 0,0292 0,0389 0,93182 nafta 2 0,3496 0,0864 0,5640 0,0374 0,0283 0,93438 hlapiva nafta 3 0,5898 0,1926 0,2176 0,1339 0,1288 0,737214 blizu-kritična nafta 4 0,6500 0,2496 0,1004 0,2145 0,2521 0,533415 blizu-kritična nafta 5 0,6000 0,2996 0,1004 0,1953 0,2789 0,525913 blizu-kritična nafta 3 0,7000 0,1996 0,1004 0,2428 0,2179 0,53947 hlapiva nafta 2 0,5898 0,1926 0,2176 0,1382 0,1329 0,72896 Good Oil Co - hlapiva nafta 0,5898 0,1926 0,2176 0,1391 0,1338 0,727212 blizu-kritična nafta 2 0,7000 0,1996 0,1004 0,2545 0,2253 0,520211 Good Oil Co - blizu-kritična nafta 0,7000 0,1996 0,1004 0,2653 0,2185 0,51639 hlapiva nafta 4 0,5898 0,1926 0,2176 0,1404 0,1351 0,724520 plinski kondenzat 5 0,5350 0,3829 0,0821 0,2079 0,4278 0,364318 plinski kondenzat 3 0,6350 0,2829 0,0821 0,2703 0,3305 0,399317 plinski kondenzat 2 0,6850 0,2329 0,0821 0,3026 0,2827 0,414619 plinski kondenzat 4 0,5350 0,3829 0,0821 0,2122 0,4160 0,371816 Good Oil Co - plinski kondenzat 0,7350 0,1829 0,0821 0,3376 0,2312 0,431221 Good Oil Co - mokri plin 0,9271 0,0647 0,0082 0,8027 0,1399 0,057410 hlapiva nafta 5 0,5898 0,1926 0,2176 0,1418 0,1364 0,721922 Good Oil Co - suhi plin 0,8819 0,1189 0,0000 0,7515 0,2485 0,0000
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
200
0 100 200 300 400 500 600 700
P(ba
r)
T(°C)
Good oil Co-naftaGranica dvofaznog područja
75%, 25% Vk
50% Vk
Tc, pc
18
Slika 3-1. Izračunati fazni dijagrami sintetičkih sastava izrađenih na temelju Good Oil
Co–Black Oil sastava (objavljenog u Whitson, 2000)
0 100 200 300 400 500 6000
100
200
300
400
500
600Good Oil Co-Near Critical Oil
Granica dvofaznog područja75%, 25% Vk50% VkTc, pc
T(°C)
P(ba
r)
19
Slika 3-2. Izračunati fazni dijagrami sintetičkih sastava izrađenih na temelju Good Oil
Co– Near-Critical Oil sastava (objavljenog u Whitson, 2000)
0 100 200 300 400 500 6000
50
100
150
200
250
300
350
400Good Oil Co.-Volatile oil Granica dvofaznog područja
75%, 25% Vk50% VkTc, pc
T(°C)
P(ba
r)
20
Slika 3-3. Izračunati fazni dijagrami sintetičkih sastava izrađenih na temelju Good Oil
Co– Volatile Oil sastava (objavljenog u Whitson, 2000)
21
-50 0 50 100 150 200 250 300 350 400 4500
50
100
150
200
250
300
350
400
450
500
Good Oil Co-Gas Condensate Granica dvofaznog područja75%, 25% Vk50% VkTc, pc
T(°C)
P(ba
r)
Slika 3-3. Izračunati fazni dijagrami sintetičkih sastava izrađenih na temelju Good Oil
Co– Gas-Condensate sastava (objavljenog u Whitson, 2000)
22
-150 -100 -50 0 50 100 150 2000
50
100
150
200
250
300Good Oil Co-Wet Gas
Granica dvofaznog područja50% Vk
T(°C)
P(ba
r)
Slika 3-5. Izračunati fazni dijagram na temelju Good Oil Co– Wet Gas sastava
(objavljenog u Whitson, 2000)
-80 -70 -60 -50 -40 -30 -20 -10 0 10 200
102030405060708090
100
Good Oil Co-Dry GasGranica dvofaznog područja75%, 25% Vk50%VkTc, pc
T(°C)
P(ba
r)
Slika 3-5. Izračunati fazni dijagram na temelju Good Oil Co– Wet Gas sastava
(objavljenog u Whitson, 2000)
23
4. DISKUSIJA REZULTATA
Nakon što su izračunati plinski faktori, gustoće tekuće (i plinske) faze pri standardnim
uvjetima, fazni dijagrami i molarni te maseni udio lakih (L), srednjih (S) i teških (T)
ugljikovodika (i neugljikovodičnih primjesa) za ukupno 22 slučaja sastava, rezultati su
razmatrani i prikazani u više dijagrama, kako bi se što jasnije pojedini sastavi mogli
svrstati u određenu kategoriju fluida.
Za klasifikaciju nafti prema molnom udjelu lakih (L), srednjih (S) i teških (T)
ugljikovodika često se koristi trokutni dijagram (na pr. Goričnik, 2006). Iako nije
uobičajeno, u radu se za kvalitativnu provjeru koristio trokutni dijagram prema
masenim udjelima (a ne molarnim), zbog male razlike molarnim u sastavima (slika 4.1):
T1
0.9
0.8
0.7
0.6
0.5
0.4
0.3
0.2
0.1
0
S1
0.9
0.8
0.7
0.6
0.5
0.4
0.3
0.2
0.1
0
L 1 0.9 0.8 0.7 0.6 0.5 0.4 0.3 0.2 0.1 0
Slika 4-1. Maseni udjeli lakih (L), srednjih (S) i teških (T) ugljikovodika (i
neugljikovodičnih primjesa).
24
Na dijagramu se vidi kako se svaku klasu fluida može jasno grupirati prema masenom
udjelu teških komponenata.
Kada se sortira prema gustoći sve razmatrane slučajeve, može se uočiti kako nafta i
kondenzat (iako je u trokutnom dijagramu na slici 4-1. najveća raspršenost sastava
kondenzata) nedvosmisleno spadaju u jednu klasu.
Slikama 4-2. i 4-3. pokazane su gustoće tekuće faze i najveća temperatura te tlak u
dvofaznom području:
780 800 820 840 860 880 900 920 9400
100
200
300
400
500
600
700f(x) = 2.05420167474833 x − 1229.31758798277R² = 0.611347908399321
gustoća tekuće faze, kg/m3
krik
onde
nter
m, °
C
Slika 4-2. Odnos gustoće tekuće faze pri standardnim uvjetima i krikondenterma.
780 800 820 840 860 880 900 920 9400
100
200
300
400
500
600
700
f(x) = − 1.68303182867772 x + 1816.82187603327R² = 0.262148231742392
gustoća tekuće faze, kg/m3
krik
onde
nbar
, bar
Slika 4-3. Odnos gustoće tekuće faze pri standardnim uvjetima i krikondenbara.
25
Dok je kod korelacije za krikondenterm očito da jedna točka utječe na točnost korelacije
(stoga je koeficijent determinacije samo R2=0.6113), korelacija gustoće tekuće faze i
krikondenbara ne može se odrediti, tj. koeficijent determinicaje je nezadovoljavajuć.
Ispitivane su funkcije potencije, linearna funkcija, logaritamska i eksponencijalna
funkcija.
Slikama 4-4. i 4-5. pokazani su omjeri tekuće i plinske faze (Rs) i krikondenterm,
odnosno krikondenbar:
10 100 1000 10000 1000000
100
200
300
400
500
600
700
f(x) = − 68.4641606491569 ln(x) + 937.580251527687R² = 0.884858839339518
omjer tekuće i plinske faze pri standardnim uvjetima, m3/m3
krik
onde
nter
m, °
C
Slika 4-4. Omjer tekuće i plinske faze pri standardnim uvjetima, te krikondenterma.
10 100 1000 10000 1000000
100
200
300
400
500
600
700f(x) = 137.054770073822 x^0.156131585073486R² = 0.323353053490479
omjer tekuće i plinske faze pri standardnim uvjetima, m3/m3
krik
onde
nbar
, bar
Slika 4-5. Omjer tekuće i plinske faze pri standardnim uvjetima i krikondenbare.
26
I u ovom slučaju ne postoji korelacija omjera tekuće i plinske faze pri standardnim
uvjetima krikondenbara. Ispitivane su funkcije potencije, linearna funkcija,
logaritamska i eksponencijalna funkcija te polinom drugog i trećeg stupnja. Polinom
trećeg stupnja davao je jako dobro slaganje (R2>0.95) međutim, nije za ovu namjenu
mogao imati fizikalno objašnjenje jer je u rasponu između mokrog plina (najveći omjer
tekućine i plina, suhi plin je izostavljen iz razmatranja jer ne ulazi u dvofazno područje)
i ostalih vrsta fluida polinom trećeg stupnja davao uglavnom negativne vrijednosti
krikondenbara. S druge strane, korelacija za krikondentermu je zadovoljavajuća, uz
koeficijent određenosti R2=0.8849. Ispitivane su funkcije potencije, linearna funkcija,
eksponencijalna funkcija, polinom drugog i trećeg reda te logaritamska funkcija.
Konačno, iako nije postavljeno kao hipoteza, ispitani su različiti tipovi funkcija
kako bi se odredila korelacija molarne mase plus frakcije i krikondenterma te
krikondenbara (slike 4-6. i 4-7.):
100 150 200 250 300 3500
100
200
300
400
500
600
700f(x) = 559.818276049826 ln(x) − 2506.13793340442R² = 0.961293163204457
molarna masa plus frakcije, g/mol
krik
onde
nter
m, °
C
Slika 4-6. Korelacija molarne mase plus frakcije i krikondenterma.
100 150 200 250 300 3500
100
200
300
400
500
600
700
f(x) = − 120.79858031557 ln(x) + 1034.53297741968R² = 0.0285920549958513
molarna masa plus frakcije, g/mol
krik
onde
nbar
, bar
27
Slika 4-7. Odnos molarne mase plus frakcije i krikondenbara.
I u ovom slučaju nije bilo moguće pronaći korelaciju za krikondenbar, ali za
krikondenterm je pronađena dobra korelacija, uz R2=0.9613.
28
5. ZAKLJUČAK
Klasifikacije ležišnih ugljikovodika nisu jedinstvene. U slučaju kad se navode njihova
pVT svojstva, postoje različiti rubni uvjeti, a u samim publiciranim klasifikacijama se
uz PVT definicije fluida vežu ležišni uvjeti čime se definicije zapravo sukobljavaju. Na
pr. izraz retrogradni kondenzat ili plinski kondenzat vezan je uz pojavu retrogradnog
otparavanja. S druge strane, postoje slične klasifikacije koje podrazumijevaju neke
omjere tekućine i plina pri standardnim uvjetima i time neusklađeno definiraju fluide.
Analizom svih svojstava dolazi se do slijedećeg zaključka: da bi se klasificiralo ležišni
ugljikovodični fluid, ne smije se ravnati prema samo jednom tipu i uzoru klasifikacije.
Ispitane su dvije hipoteze od kojih je jedna potvrđena, a druga nije sigurno potvrđena
(korelacija u ovom slučaju postoji, ali je ograničena metodom razmatranja):
1. Pojedini tipovi ležišnih ugljikovodika mogu se odijeliti kada su maseni sastavi
prikazani trokutnim dijagramom. Pri tome je najjasnija razdjelnica prema
masenom udjelu teških ugljikovodika, tj plus frakcija. Srednje teški spojevi u
sastavu ne pomažu za jasnu podjelu fluida, a povećanje neugljikovodičnih
komponenata ne utječe bitno na položaj u trokutnom dijagramu, što potvrđuje da
je svrstavanje dušika s metanom u lake te ugljičnog dioksida, sumporovodika i
C2 do C6 opravdano. Ovo može biti korisno za fluide iz hrvatskih ležišta, pošto
su fluidi u sjevernoj Hrvatskoj često bogati ugljičnim dioksidom, a aparaturom
za mjerenje sastava ležišnih ugljikovodika ne može se savršeno odrediti takav
sastav, tj. udio CO2 u fluidu.
2. Korelacija položaja i veličine faznog dijagrama te gustoće tekuće faze, što je
razmatrano PVT proračunom faznih dijagrama za 22 zadana sastava (od kojih su
6 publicirani izmjereni sastavi) i simuliranjem flash otparavanja pri standardnim
uvjetima postoji, ali samo za krikondenterm. Za potvrditi hipotezu, potreban je
puno veći broj stvarno izmjerenih uzoraka kako bi se regresijom parametara
jednadžbe stanja prema mjerenim podacima dobili precizni fazni dijagrami.
Kako je za precizno regresijom podešavanje parametara jednadžbe stanja
potrebno i nekoliko mjeseci za svaki sastav, obim tog zadatka zahtijevao bi čak
godine rada.
29
Osim zaključaka vezanih uz postavljene hipoteze, pokazano je da molarna masa i
krikondenterm daju najbolju i potpuno prihvatljivu korelaciju od svih razmatranih
parametara.
Da li vrijednosti maskimalnih tlakova u dvofaznom području (krikondenbara) mogu biti
korelirane s nekim od svojstava fluida pri atmosferskim uvjetima, nije se uspjelo
utvrditi, tj. potrebno je pokazati na bar nekoliko primjera dobro podešenih parametara
jednadžbe stanja da ne postoji nikakva korelacija.
30
6. LITERATURA
1. „Reservoir fluid Analysis - Reservoir Fliuid Study, Good Oil Company“, Core
Laboratories inc. (CoreLab), Dallas, Texas, 1982.
2. AHMED, H. TARED, 2000. Reservoir engineering handbook. Second edition.
Huston, Texas: Gulf Professional Publishing
3. AMYX, J. W., BASS, JR., D. M., i WHITING, R. L., 1988. Petroleum
Reservoir Engineering, McGraw-Hill, New York: McGraw-Hill Book Company
4. FULLER, G.G. 1976. A Modified Redlich-Kwong-Soave Equation of State
Capable of Representing the Liquid State, Ind. & Eng. Che, (1976) 15, str. 254.
5. GORIČNIK, B., 2006. Termodinamika ugljikovodika, skripta, RGN Fakultet
6. LANSANGAN R.M., TAYLOR M. 1993. An Improved Viscosity Correlation
for CO2/Reservoir Oil Systems
7. LOHRENZ, J., BRAY, B.G., i CLARK, C.R. 1964. Calculating Viscosities of
Reservoir Fluids From Their Compositions, JPT (1964), str. 231.
8. MCCAIN, D. WILLIAM Jr., 1990. The properties of petroleum fluids, Tulsa,
Oklahoma: PennWell Publishing Company
9. PEDERSEN, K.S., THOMASSEN, P., FREDENSLUND, A. 1983. SRK-EOS
Calculation for Crude Oils, Fluid Phase Equilibria (1983) 14, str. 209.
10. PÉNELOUX, A., RAUZY, E. i FRÉZE, R., 1982. A consistent volume
correction for Redlich–Kwong–Soave volumes, Fluid Phase Equilib. 8, str. 7–23
11. PENG, D.Y. , ROBINSON, D.B. 1976. A New-Constant Equation of State, Ind.
& Eng. Chem, 15, str.59–64
12. PVTi, V2010.1 Simulation Software, 2010, Schlumberger Information Solutions, Houston, Texas.
13. REDLICH, O., KWONG, J.N.S. 1949. On the Thermodynamics of Solutions.V.
An Equation of State. Fugacities of Gaseous Solutions, Chem. Rev. (1949) 44,
str. 233.
14. SCHLUMBERGER, 2010. PVTi Reference Manual. Schlumberger Information
Solution, Houston, Texas.
15. SCHMIDT, G., WENZEL, H. 1980. A Modified van der Waals Type Equation
of State, Chem. Eng. Sci (1980) 35, str. 1503.
31
16. SEČEN, J., 2002. Razrada ležišta ugljikovodika, Zagreb: INA Industrija nafte
d.d., Naftaplin
17. SOAVE, G., 1995. A non-cubic equation-of-state for the treatment of
hydrocarbon fluids at reservoir conditions, Ind. Eng. Chem. Res. 34, str. 3981–
3994.
18. WHITSON, H. CURTIS, BRULÉ, R. MICHAEL 2000. Phase behavior. First
printing. Richardson, Texas: Society of Petroleum Engineers
19. ZUDKEVITCH, D., JOFFE, J. 1970. Correlation and Prediction of Vapor-
Liquid Equilibrium with the Redlich-Kwong Equation of State, (1970) 16, str.
112.
32
6. DODACI
6.1. Primjer izvještaja flash proračuna pomoću PVTi simulatora (15,6°C i 1 bar)
Expt FLASH1 : Flash proračun
Peng-Robinson (3-Parm) on ZI with PR corr.
Lohrenz-Bray-Clark korelacija za viskoznost
Dvofazno stanje
Relativna gustoća °C 15,6
tlak BAR 1
Molarni udio u plinovitom stanju 96.0069
Plinski faktor m3/m3 4067.6919
Liquid Vapour
Svojstva fluida ------------ ------------
Molarna masa 93.8367 49.4564
Z-faktor 0.0058 0.9796
Viskoznost 0.2455 0.0082
Gustoća kg/ m3 670.1429 2.1030
Molarni Vol m/kg-ml 0.1400 23.5174
------------------- ------------ ------------ ------------ ------------
Molarna podjela Total, Z Tekuće,X Plinovito,Y K-vrijednosti
CO2 1 0.0200 0.0004 0.0208 57.2075
N2 2 0.3400 0.0006 0.3541 563.1056
C1 3 34.6200 0.2190 36.0508 164.6466
C2 4 4.1100 0.1666 4.2740 25.6469
C3 5 1.0100 0.1540 1.0456 6.7907
IC4 6 0.2100 0.0854 0.2152 2.5209
NC4 7 1.6100 0.9377 1.6380 1.7467
IC5 8 56.4000 83.3981 55.2771 0.6628
NC5 9 0.7600 1.4868 0.7298 0.4908
C6 10 0.4900 2.7829 0.3946 0.1418
C7+ 11 0.4300 10.7685 1.28*10-6 1.19*10-7
33
34
6.2 Analizirani sastavi te izračunate vrijednosti iz sastava
Tablica 6.1. Good Oil Co-nafta
Komponenta mol% H2S H2S 0 C7+
CO2 CO2 0.02 gustoća (g/cm3) Molarna masa (g/mol)
N2 N2 0.34 0.92 274 Metan C1 34.62
Etan C2 4.11gustoća tekuće
faze: 0.9164 g/cm3
Propan C3 1.01gustoća plinske
faze: 0.0008 g/cm3 i-butan iC4 0.76 n-butan nC4 0.49 Rs = 53.43 m3/m3 i-pentan iC5 0.43 n-pentan nC5 0.21 Tkrik= 647.5 K Heksan C6 1.61 pkrik= 185.9 bar Heptan plus C7+ 56.4
100.00
Tablica 6.2. Nafta 2
Komponenta mol% H2S H2S 0 C7+
CO2 CO2 0.02 gustoća (g/cm3) Molarna masa(g/mol)
N2 N2 0.34 0.9 250 Metan C1 34.62
Etan C2 4.11gustoća tekuće
faze: 0.8966 g/cm3
Propan C3 1.01gustoća plinske
faze: 0.0008 g/cm3 i-butan iC4 0.76 n-butan nC4 0.49 Rs = 60.3 m3/m3 i-pentan iC5 0.43 n-pentan nC5 0.21 Tkrik= 616.8 K Heksan C6 1.61 pkrik= 177.7 bar Heptan plus C7+ 56.4
100.00
35
Tablica 6.3. Nafta 3
Komponenta mol% H2S H2S 0 C7+
CO2 CO2 0.02 gustoća (g/cm3) Molarna masa(g/mol)
N2 N2 0.34 0.94 300 Metan C1 34.62
Etan C2 4.11gustoća tekuće
faze: 0.9362 g/cm3
Propan C3 1.01gustoća plinske
faze: 0.0008 g/cm3 i-butan iC4 0.76 n-butan nC4 0.49 Rs = 52.5 m3/m3 i-pentan iC5 0.43 n-pentan nC5 0.21 Tkrik= 675.4 °C Heksan C6 1.61 pkrik= 193.5 bar Heptan plus C7+ 56.4
100.00
Tablica 6.4. Nafta 4
Komponenta mol% H2S H2S 0 C7+
CO2 CO2 5 gustoća (g/cm3) Molarna masa(g/mol)
N2 N2 0.34 0.92 274 Metan C1 29.64
Etan C2 4.11gustoća tekuće
faze: 0.9165 g/cm3
Propan C3 1.01gustoća plinske
faze: 0.0010 g/cm3 i-butan iC4 0.76 n-butan nC4 0.49 Rs = 56.0914 m3/m3 i-pentan iC5 0.43 n-pentan nC5 0.21 Tkrik= 647.4 °C Heksan C6 1.61 pkrik= 180.6 bar Heptan plus C7+ 56.4
100.00
36
Tablica 6.5. Nafta 5
Komponenta mol% H2S H2S 0 C7+
CO2 CO2 10 gustoća (g/cm3) Molarna masa(g/mol)
N2 N2 0.34 0.92 274 Metan C1 25.64
Etan C2 3.11gustoća tekuće
faze: 0.9167 g/cm3
Propan C3 1.01gustoća plinske
faze: 0.0011 g/cm3 i-butan iC4 0.76 n-butan nC4 0.49 Rs = 53.3 m3/m3 i-pentan iC5 0.43 n-pentan nC5 0.21 Tkrik= 648.2 °C Heksan C6 1.61 pkrik= 175.4 bar Heptan plus C7+ 56.4
100.00
Tablica 6.6. Good Oil Co-Volatile Oil
Komponenta mol% H2S H2S 0 C7+
CO2 CO2 0.93 gustoća (g/cm3) °API* Molarna masa(g/mol)
N2 N2 0.21 0.858 38 228 Metan C1 58.77
Etan C2 7.57gustoća tekuće
faze: 0.8498 g/cm3
Propan C3 4.09gustoća plinske
faze: 0.0009 g/cm3 i-butan iC4 0.91 n-butan nC4 2.09 Rs = 297.2 m3/m3 i-pentan iC5 0.77 n-pentan nC5 1.15 Tkrik= 551.5 °C Heksan C6 1.75 pkrik= 377.4 bar Heptan plus C7+ 21.76
100.00
37
Tablica 6.7. Hlapljiva nafta 2
Komponenta i mol% H2S H2S 0 C7+
CO2 CO2 0.93 gustoća (g/cm3) Molarna masa(g/mol)
N2 N2 0.21 0.86 230 Metan C1 58.77
Etan C2 7.57gustoća tekuće
faze: 0.8517 g/cm3
Propan C3 4.09gustoća plinske
faze: 0.0009 g/cm3 i-butan iC4 0.91 n-butan nC4 2.09 Rs = 295.3 m3/m3 i-pentan iC5 0.77 n-pentan nC5 1.15 Tkrik= 555.2 °C Heksan C6 1.75 pkrik= 380.2 bar Heptan plus C7+ 21.76
S 100.00
Tablica 6.8. Hlapljiva nafta 3
Komponenta i mol% H2S H2S 0 C7+
CO2 CO2 0.93 gustoća (g/cm3) Molarna masa(g/mol)
N2 N2 0.21 0.88 240 Metan C1 58.77
Etan C2 7.57gustoća tekuće
faze: 0.8710 g/cm3
Propan C3 4.09gustoća plinske
faze: 0.0009 g/cm3 i-butan iC4 0.91
n-butan nC4 2.09 Rs =289.480
7 m3/m3 i-pentan iC5 0.77 n-pentan nC5 1.15 Tkrik= 571.9 °C Heksan C6 1.75 pkrik= 397.0 bar Heptan plus C7+ 21.76
S 100.00
38
39
Tablica 6.9 Hlapljiva nafta 4
Komponenta i mol% H2S H2S 0 C7+
CO2 CO2 0.93 gustoća (g/cm3) Molarna masa(g/mol)
N2 N2 0.21 0.83 225 Metan C1 58.77
Etan C2 7.57gustoća tekuće
faze: 0.8232 g/cm3
Propan C3 4.09gustoća plinske
faze: 0.0009 g/cm3 i-butan iC4 0.91 n-butan nC4 2.09 Rs = 291.8 m3/m3 i-pentan iC5 0.77 n-pentan nC5 1.15 Tkrik= 545.1 °C Heksan C6 1.75 pkrik= 365.8 bar Heptan plus C7+ 21.76
S 100.00
Tablica 6.10. Hlapljiva nafta 5
Komponenta i mol% H2S H2S 0 C7+
CO2 CO2 0.93 gustoća (g/cm3) Molarna masa(g/mol)
N2 N2 0.21 0.8 222 Metan C1 58.77
Etan C2 7.57gustoća tekuće
faze: 0.7947 g/cm3
Propan C3 4.09gustoća plinske
faze: 0.0009 g/cm3 i-butan iC4 0.91
n-butan nC4 2.09 Rs =285.556
8 m3/m3 i-pentan iC5 0.77 n-pentan nC5 1.15 Tkrik= 537.8 °C Heksan C6 1.75 pkrik= 354.1 bar Heptan plus C7+ 21.76
S 100.00
40
41
Tablica 6.11. Good Oil Co-Near-Critical Oil
Komponenta mol% H2S H2S 0 C7+
CO2 CO2 1.3 gustoća (g/cm3) Molarna masa(g/mol)
N2 N2 0.56 0.839 219 Metan C1 69.44
Etan C2 7.88gustoća tekuće
faze:0.831
5 g/cm3
Propan C3 4.26gustoća plinske
faze:0.000
9 g/cm3 i-butan iC4 0.89 n-butan nC4 2.14 Rs = 773.4 m3/m3 i-pentan iC5 0.9 n-pentan nC5 1.13 Tkrik= 506.0 °C Heksan C6 1.46 pkrik= 494.6 bar Heptan plus C7+ 10.04
100.00
Tablica 6.12. Blizu-kritična nafta 2
Komponenta mol% H2S H2S 0 C7+
CO2 CO2 6.3 gustoća (g/cm3) Molarna masa(g/mol)
N2 N2 0.56 0.85 230 Metan C1 69.44
Etan C2 2.88gustoća tekuće
faze:0.842
3 g/cm3
Propan C3 4.26gustoća plinske
faze:0.001
0 g/cm3 i-butan iC4 0.89
n-butan nC4 2.14 Rs =745.6
7 m3/m3 i-pentan iC5 0.9 n-pentan nC5 1.13 Tkrik= 526.6 °C Heksan C6 1.46 pkrik= 533.4 bar Heptan plus C7+ 10.04
100.00
42
43
Tablica 6.13. Blizu-kritična nata 3
Komponenta mol% H2S H2S 0 C7+
CO2 CO2 10.3 gustoća (g/cm3) Molarna masa(g/mol)
N2 N2 0.56 0.87 250 Metan C1 69.44
Etan C2 1.88gustoća tekuće
faze:0.862
2 g/cm3
Propan C3 1.26gustoća plinske
faze:0.001
0 g/cm3 i-butan iC4 0.89
n-butan nC4 2.14 Rs =702.8
5 m3/m3 i-pentan iC5 0.9 n-pentan nC5 1.13 Tkrik= 557.2 °C Heksan C6 1.46 pkrik= 599.8 bar Heptan plus C7+ 10.04
100.00
Tablica 6.14 Blizu-kritična nafta 4
Komponenta mol% H2S H2S 0 C7+
CO2 CO2 15.3 gustoća (g/cm3) Molarna masa(g/mol)
N2 N2 0.56 0.875 260 Metan C1 64.44
Etan C2 1.88gustoća tekuće
faze:0.867
1 g/cm3
Propan C3 1.26gustoća plinske
faze:0.001
0 g/cm3 i-butan iC4 0.89
n-butan nC4 2.14 Rs =679.1
2 m3/m3 i-pentan iC5 0.9 n-pentan nC5 1.13 Tkrik= 568.6 °C Heksan C6 1.46 pkrik= 600.5 bar Heptan plus C7+ 10.04
100.00
44
45
Tablica 6.15. Blizu-kritična nafta 5
Komponenta mol% H2S H2S 0 C7+
CO2 CO2 15.3 gustoća (g/cm3) Molarna masa(g/mol)
N2 N2 0.56 0.875 260 Metan C1 59.44
Etan C2 6.88gustoća tekuće
faze:0.867
0 g/cm3
Propan C3 1.26gustoća plinske
faze:0.001
1 g/cm3 i-butan iC4 0.89 n-butan nC4 2.14 Rs = 678.4 m3/m3 i-pentan iC5 0.9 n-pentan nC5 1.13 Tkrik= 567.2 °C Heksan C6 1.46 pkrik= 568.1 bar Heptan plus C7+ 10.04
100.00
Tablica 6.16. Good Oil Co-Gas Condensate
Komponenta mol% H2S H2S 0 C7+
CO2 CO2 2.37 gustoća (g/cm3) Molarna masa(g/mol)
N2 N2 0.31 0.816 184 Metan C1 73.19
Etan C2 7.8gustoća tekuće
faze:0.812
7 g/cm3
Propan C3 3.55gustoća plinske
faze:0.001
0 g/cm3 i-butan iC4 0.71
n-butan nC4 1.45 Rs =1164.
9 m3/m3 i-pentan iC5 0.64 n-pentan nC5 0.68 Tkrik= 421.8 °C Heksan C6 1.09 pkrik= 451.5 bar Heptan plus C7+ 8.21
100.00
46
47
Tablica 6.17. Plinski kondenzat 2
Komponenta mol% H2S H2S 0 C7+
CO2 CO2 7.37 gustoća (g/cm3) Molarna masa(g/mol)
N2 N2 0.31 0.816 184 Metan C1 68.19
Etan C2 7.8gustoća tekuće
faze:0.812
8 g/cm3
Propan C3 3.55gustoća plinske
faze:0.001
0 g/cm3 i-butan iC4 0.71
n-butan nC4 1.45 Rs =1164.
5 m3/m3 i-pentan iC5 0.64 n-pentan nC5 0.68 Tkrik= 421.7 °C Heksan C6 1.09 pkrik= 438.3 bar Heptan plus C7+ 8.21
100.00
Tablica 6.18. Plinski kondenzat 3
Komponenta mol% H2S H2S 0 C7+
CO2 CO2 12.37 gustoća (g/cm3) Molarna masa(g/mol)
N2 N2 0.31 0.816 184 Metan C1 63.19
Etan C2 7.8gustoća tekuće
faze:0.813
0 g/cm3
Propan C3 3.55gustoća plinske
faze:0.001
2 g/cm3 i-butan iC4 0.71
n-butan nC4 1.45 Rs =1163.
2 m3/m3 i-pentan iC5 0.64 n-pentan nC5 0.68 Tkrik= 421.5 °C Heksan C6 1.09 pkrik= 426.4 bar Heptan plus C7+ 8.21
100.00
48
Tablica 6.19. Plinski kondenzat 4
Komponenta mol% H2S H2S 0 C7+
CO2 CO2 22.37 gustoća (g/cm3) Molarna masa()g/mol)
N2 N2 0.31 0.816 184 Metan C1 53.19
Etan C2 7.8gustoća tekuće
faze:0.812
8 g/cm3
Propan C3 3.55gustoća plinske
faze:0.001
0 g/cm3 i-butan iC4 0.71
n-butan nC4 1.45 Rs =1164.
1 m3/m3 i-pentan iC5 0.64 n-pentan nC5 0.68 Tkrik= 421.2 °C Heksan C6 1.09 pkrik= 405.2 bar Heptan plus C7+ 8.21
100.00
Tablica 6.20. Plinski kondenzat 20
Komponenta mol% H2S H2S 0 C7+
CO2 CO2 30.37 gustoća (g/cm3) Molarna masa(g/mol)
N2 N2 0.31 0.816 184 Metan C1 53.19
Etan C2 1.8gustoća tekuće
faze: 0.8136 g/cm3
Propan C3 1.55gustoća plinske
faze: 0.0012 g/cm3 i-butan iC4 0.71
n-butan nC4 1.45 Rs =1166.38
9 m3/m3 i-pentan iC5 0.64 n-pentan nC5 0.68 Tkrik= 423.0 °C
49
Heksan C6 1.09 pkrik= 433.6 bar Heptan plus C7+ 8.21
100.00
Tablica 6.21. Good Oil Co-Wet Gas
Komponenta mol% H2S H2S 0 C7+
CO2 CO2 1.41 gustoća (g/cm3) Molarna masa(g/mol)
N2 N2 0.25 0.763 130 Metan C1 92.46
Etan C2 3.18gustoća tekuće
faze:0.809
9 g/cm3
Propan C3 1.01gustoća plinske
faze:0.000
8 g/cm3 i-butan iC4 0.28 n-butan nC4 0.24 Rs = 35083 m3/m3 i-pentan iC5 0.13 n-pentan nC5 0.08 Tkrik= 180.3 °C Heksan C6 0.14 pkrik= 258.2 bar Heptan plus C7+ 0.82
100.00
Tablica 6.22. Good Oil Co-Dry Gas
Komponenta i mol% H2S H2S 0 C7+
CO2 CO2 0.1 gustoća (g/cm3) Molarna masa(g/mol)
N2 N2 2.07 Metan C1 86.12
Etan C2 5.91gustoća tekuće
faze: g/cm3
Propan C3 3.58gustoća plinske
faze:0.000
8 g/cm3 i-butan iC4 1.72
50
n-butan nC4 0 Rs = m3/m3 i-pentan iC5 0.5 n-pentan nC5 0 Tkrik= -8.4 °C Heksan C6 0 pkrik= 88.7 bar Heptan plus C7+ 0
100.00
51
Recommended