1

Индустријско инжеnjерство у експлоатацији нафте и гаса

НАФТНО-ГАСНИ КОМПЛЕКСИ

Вер.1

Др. Радослав Д. Мићић, доц

Технички факултет „Михајло Пупин“ Зрењанин

2

SADRŢAJ:

1. UVOD ........................................................................................................ 4

1.1 Iz istorije nafte i prirodnog gasa ..................................................................................... 4

1.2 Svetske rezerve nafte i gasa ............................................................................................. 5

2. Prirodne bitumije ................................................................................. 13

2.1. Klasifikacija kaustobiolita i bitumija .......................................................................... 14

2.2. Petrobitumije ..................................................................................................................... 15

3. Teorijski uvod vezan fenomene gasnih i tečnih ugljovodonika ..... 16

3.1. Nauka koja se bavi proučavanjem fizičkih promena ............................................... 16

3.2. Osnovi tehnologije-prirodni zakoni ............................................................................. 20

3.3. Osnovni pojmovi mehanike ............................................................................................ 23

3.3.1. Njutnovi zakoni ............................................................................................................ 23

3.3.2. Dimenzije i merne jedinice .......................................................................................... 24

3.3.2.1. Dimenzije .............................................................................................................. 24

3.3.2.2. Merne jedinice ...................................................................................................... 24

3.3.2.3. Internacionalni sistem (SI) .................................................................................. 24

3.3.2.4. Osnovne i izvedene jedinice ................................................................................. 25

4. Zakonitosti i jednačine koje određuju karakteristike gasova....... 27

4.1. Boyleov zakon .................................................................................................................... 27

4.2. Gay-Lussacov zakon. ........................................................................................................ 28

4.3. Avogadrov zakon ............................................................................................................... 28

4.4. Zakon idealnog gasa ......................................................................................................... 29

4.5. Opšta i individualna gasna konstanta ......................................................................... 29

4.6. Molarna masa, molarna zapremina, Avogadrov broj ............................................... 30

4.7. Daltonov zakon .................................................................................................................. 32

4.8. Amagatov zakon ................................................................................................................ 33

4.9. Osnovna i najvažnija zapreminska karakteristika fluida ...................................... 33

5. Gasovite petrobitumije-gasovi ............................................................ 36

5.1. Sastav i fizička svojstva gasa ......................................................................................... 36

5.2. Prednosti i nedostaci naftnih gasova .......................................................................... 37

5.3. Poreklo, geneza i tipovi ležišta PNG ............................................................................ 37

5.3.1. Klasifikacija leţišta prirodnog naftnog gasa .............................................................. 38

Izolovana gasna leţišta. ....................................................................................................... 38

Gasno-naftna leţišta ............................................................................................................. 38

Gasno-kondenzatna leţišta .................................................................................................. 39

5.3.2. Terminologija ................................................................................................................ 39

5.3.3. Sastav i fizičko hemijska svojstva prirodnih gasova ................................................. 40

5.3.3.1. Osobine prirodnih naftnih gasova ....................................................................... 40

5.3.3.2. Ugljovodonici u prirodnim naftnim gasovima .................................................... 41

3

5.3.3.3. Neugljovodonici u prirodnim naftnim gasovima ................................................ 41

5.3.3.4. Sastav prirodnih gasova iz leţišta u Svetu ......................................................... 42

5.3.3.5. Sastav prirodnih gasova iz leţišta u Rusiji ........................................................ 42

5.3.3.6. Sastav prirodnih gasova iz leţišta u Vojvodini .................................................. 43

5.3.4. Fizičko-hemijske karakteristike ugljovodoničnih gasova .......................................... 44

5.3.5. Rastvorljivost gasa u nafti i vodi ................................................................................. 47

5.3.6. Pritisak zasićenje naftnog gasa ................................................................................... 48

5.3.7. Hemijski sastav PNG iz gasno-kondenzatnih leţišta ................................................ 49

5.3.8. Hemijski sastav kaptaţnih naftnih gasova ................................................................ 49

5.3.9. Poreklo i osobine neugljovodonika u PNG .................................................................. 50

Ugljendioksid ........................................................................................................................ 50

Voda ....................................................................................................................................... 50

Ugljena kiselina .................................................................................................................... 50

Vodoniksulfid. ....................................................................................................................... 50

Merkaptani. ........................................................................................................................... 51

Etilmerkaptan ....................................................................................................................... 52

Ţiva ........................................................................................................................................ 52

Аzot. ....................................................................................................................................... 52

Plemeniti gasovi. ................................................................................................................... 52

5.3.10. Fizičke osobine prirodnih naftnih gasova ................................................................... 52

Gustina naftnih gasova ........................................................................................................ 52

Relativna gustina naftnih gaoova........................................................................................ 52

Toplota saporevanja naftnih gasova .................................................................................... 52

Vlaţnost prirodnih naftnih gasova. ..................................................................................... 53

Tačka rose ............................................................................................................................. 54

5.3.11. Kretanje rezervi PNG u svetu ..................................................................................... 54

5.3.11.1. Lokacije super gigantskih gasnih polia .............................................................. 54

5.3.12. Drţave i regije sa najvećim rezervama gasa u periodu 1982/1992 ........................... 55

5.3.13. Prognoze za otkrivanje novih rezervi PNG ................................................................ 58

5.3.14. Tokovi proizvodnje PNG u svetu ................................................................................. 58

5.4. Korekcije za realne gasove ............................................................................................. 61

5.5. Jednačina stanja realnog gasa (JS, engl. compressibility real gas equation) .... 61

5.6. Zapreminski faktor realnog gasa (Bg). ......................................................................... 62

5.7. Zakon (načelo) korespondentnih stanja (ZKS) .......................................................... 62

5.8. Generalizovana korelacija za određivanje Z-faktora smese .................................. 63

6. MEHANIKA FLUIDA ............................................................................ 65

6.1. Pojam i priroda fluida...................................................................................................... 65

6.2. Klasifikacija fluida na njutnovske i nenjutnovske fluide ....................................... 69

6.3. Statika fluida ...................................................................................................................... 70

6.3.1. Masene i površinske sile .............................................................................................. 70

6.3.2. Hidrostatički pritisak................................................................................................... 70

4

6.3.3. Ojlerove diferencijalne jednačine ravnoteţe ............................................................... 71

6.3.4. Bilans sila za ukupnu zapreminu ............................................................................... 72

6.3.5. Paskalov zakon ............................................................................................................. 72

6.3.6. Sile hidrostatičkog pritiska ......................................................................................... 73

6.3.6.1. Hidrostatička sila na dno posude ........................................................................ 73

6.4. Hidrodinamika fluida. Zakon kontinuiteta ................................................................ 76

6.5. Režimi strujanja fluida .................................................................................................... 77

6.6. Ekvivalentni prečnik međucevnog prostora ............................................................. 79

6.6.1. Strujanje kroz cevne vodove ........................................................................................ 80

6.7. Bernulijeva teorema ......................................................................................................... 81

6.7.1. Primena Bernulijeve teoreme na strujanje idealnih i realnih fluida ....................... 81

6.7.2. Primena Bernulijeve teoreme na gasove .................................................................... 86

6.7.3. Primjena Bernulijeve jednačine na merenje brzine strujanja .................................. 87

6.7.3.1. Direktna merenja ................................................................................................. 88

6.7.3.2. Dinamička merenja .............................................................................................. 88

6.8. Tečne petrobitumije-nafta .............................................................................................. 94

6.8.1. Sastav i fizičko hemijske karakteristike nafte ........................................................... 94

6.8.1.1. Parafini ................................................................................................................. 94

6.8.1.2. Cikloparafini ......................................................................................................... 95

6.8.1.3. Аromati ................................................................................................................. 95

6.8.1.4. Hibridni ugljovodonici .......................................................................................... 96

6.8.1.5. Heteroatomska jedinjenja .................................................................................... 96

6.8.1.6. Sumporna jedinjenja ............................................................................................ 96

6.8.1.7. Аzotna jedinjenja .................................................................................................. 97

6.8.1.8. Jedinjenja kiseonika ............................................................................................ 97

6.8.1.9. Metali .................................................................................................................... 98

6.8.2. Fizičko-hemijske karakteristike nafte ........................................................................ 99

6.8.2.1. Površinski napon .................................................................................................. 99

6.8.2.2. Gustina.................................................................................................................. 99

6.8.2.3. Viskozitet ............................................................................................................ 101

Dinamički viskozitet ........................................................................................................... 101

Kinematski viskozitet ......................................................................................................... 104

Indeks viskoziteta ............................................................................................................... 105

6.8.2.4. Kretanje fluida i sile koje se javljaju tokom kretanja ...................................... 105

6.8.2.5. Ne-Њutnovske tečnosti ...................................................................................... 106

6.8.2.6. Stišljivost nafte ................................................................................................... 108

6.8.3. Toplotne karakteristike ............................................................................................. 108

6.8.3.1. Nisko temperaturne karakteristike .................................................................. 108

a. Tačka zamućenja ............................................................................................................ 108

b. Točka tečenja (ili stinjavanja) ........................................................................................ 108

c. Točka smrzavanja ........................................................................................................... 109

5

d. Filtrabilnost .................................................................................................................... 109

6.8.3.2. Visoko temperaturne karakteristike ................................................................ 109

a. Toplotna vrednost, toplotna moć, toplota sagorevanja ................................................. 109

b. Isparljivost ...................................................................................................................... 109

c. Tačka paljenja ................................................................................................................. 109

d. Tačka gorenja .................................................................................................................. 109

6.8.3.3. Destilacija ........................................................................................................... 110

6.8.3.4. Аnilinska tačka .................................................................................................. 110

6.8.4. Dielektrična svojstva nafte ........................................................................................ 110

6.8.5. Optička svojstva ......................................................................................................... 110

a. Indeks refrakcije ............................................................................................................. 110

b. Refrakcijska disperzija ................................................................................................... 111

c. Specifična refrakcija ....................................................................................................... 111

6.8.6. Razlike u osobinama nafte u okviru naftnog sloja ................................................... 111

6.8.7. Klasifikacija i karakterizacija nafte ......................................................................... 112

6.8.7.1. Empirijska karakerizacija nafte........................................................................ 112

a. Karakterizacioni broj (K) ............................................................................................... 112

b. Indeks korelacije (Ik) ...................................................................................................... 112

6.8.7.2. Strukturno-grupna analiza................................................................................ 112

6.8.7.3. Podela nafti na osnovu grupnog sastava .......................................................... 113

7. Sastav i fizičko hemijske karakteristike slojne vode .................... 114

7.1. Fizičko-hemijske karakteristike slojne vode ........................................................... 115

7.1.1. Gustina ....................................................................................................................... 117

7.1.2. Viskozitet .................................................................................................................... 117

7.1.3. Koeficient toplotne ekspanzije ................................................................................... 118

7.1.4. Faktor kompresibilnosti ............................................................................................ 118

7.1.5. Zapreminski koeficient .............................................................................................. 118

7.1.6. Soli slojnih voda-elektroliti ........................................................................................ 118

8. Bušenje ................................................................................................. 120

9. Osnovne postavke i delovi postrojenja za bušenje ......................... 123

9.1. Bušaća postrojenja ......................................................................................................... 123

9.1.1. Tehnološki proces bušenja ..................................................................................... 123

9.1.2. Rotaciona dleta ....................................................................................................... 124

9.1.3. Opterećenje na dleto .............................................................................................. 125

9.1.4. Uklanjanje razrušenih čestica (reznica) ............................................................... 125

9.1.5. Bušaća postrojenja ................................................................................................. 125

9.2. Toranj ................................................................................................................................. 125

9.2.1. Pogonski sastav .................................................................................................. 126

9.2.3. Prenosnici ........................................................................................................... 126

9.3. Sistem za manipulaciju alatima .................................................................................. 127

9.3.1. Dizalica ............................................................................................................... 127

6

9.3.2. Sistem koturača .................................................................................................. 129

9.3.3. Bušaće uţe .......................................................................................................... 129

9.3.4. Sistem bušaćih alatki ......................................................................................... 130

9.3.5. Isplačna glava ..................................................................................................... 130

9.3.6. Radna šipka i rotacioni sto ................................................................................ 131

9.3.7. Bušaće alatke...................................................................................................... 132

9.3.8. Dleta .................................................................................................................... 132

9.3.9. Sistem za ispiranje ............................................................................................. 133

9.3.10. Fluid za ispiranje (isplaka) ................................................................................ 134

9.3.11. Bazeni i isplačne sisaljke ................................................................................... 134

9.3.12. Vibracijona sita .................................................................................................. 135

9.3.12. Sustem za kontrolu ušća bušotine .................................................................... 135

9.3.13. Preventerski sistem ........................................................................................... 135

9.3.14. ― Koomey‖ uređaj ................................................................................................ 136

9.3.15. Podesiva mlaznica (Choke) ................................................................................ 136

9.3.16. Odvajači gasa ...................................................................................................... 137

9.3.17. Pomoćna sredstva ............................................................................................... 137

10. Priprema nafte i gasa za transport ................................................. 139

10.1. Fazni dijagram ................................................................................................................ 139

1.2.1 Laka i teška nafta .......................................................................................................... 141

10.2. Tehnološka šema procesa sabiranja i primarne obrade nafte i gasa ................ 142

10.3. Sastav nafte i gasa .......................................................................................................... 143

1.2.2 Opis leţišnih fluida ........................................................................................................ 144

1.2.2.1 Osnovna svojstva ugljovodonika koja utiču na projektovanje procesa su : .... 144

1.2.3 Priprema nafte za transport .......................................................................................... 145

1.2.4 Odsoljavanje nafte .......................................................................................................... 146

1.2.5 Uređaji za izdvajanje nafte iz leţišne vode ................................................................... 146

1.2.6 Uređaji za pripremu vode .............................................................................................. 146

1.2.7 Separatori ....................................................................................................................... 146

1.2.7.1 Princip rada separatora ..................................................................................... 147

1.2.7.2 Osnovni delovi separatora ................................................................................. 147

1.2.7.3 Podela separatora ............................................................................................... 148

1.2.7.4 Različiti tipovi separatora, po nameni .............................................................. 149

1.2.8 Priprema prirodnog gasa za transport ......................................................................... 149

4

1. UVOD

1.1 Iz istorije nafte i prirodnog gasa

Ljudi su se upoznali sa naftom pre više od 4000 godina.

U osvit civilizacije, nafta nije igrala veliku ulogu u svakodnevnom ţivotu i tehnologiji. Na

osnovu istorijskih podataka, moţe se zaključiti da su naftu koristili Grci, Egipćani i Asirci, i

to uglavnom za medicinske svrhe u građevinarstvu (asfalt), u proizvodnji mastila, i za vojnu

namenu ("Grčka vatra"), kao i za rasvetu i podmazivanje točkova na kolima

Kao jeftin izvor za dobijanje goriva i naftnih derivata, nafta se koristi, tek, u poslednjih sto

godina. U ovom trenutku, razvoj tehnologije i industrije ne moţe se zamisliti bez upotrebe

nafte i proizvoda koji se dobijaju njenom preradom.

Od nafte se proizvodi gorivo za motore sa unutrašnjim sagorevanjem, gorivo za gasne

turbine i kotlove, ulja za podmazivanje, bitumen za kolovoze, čađ za gumarsku industriju,

koks za elektrode, kao i mnogi drugi industrijski proizvodi i roba široke potrošnje.

Prirodni gas, gasni kondenzat (Associated petroleum gas (APG)), rafinerijski gas, aromatski

ugljovodonici, tečni i čvrsti parafini – koriste se kao sirovina u petro-hemijskoj industriju.

Od relativno jeftinih sirovina, kao što su nafta i gas, proizvodi se sirovina za polimere,

sintetička vlakna, gume, deterdţenti, alkoholi, aldehidi, i mnogi drugi vredni materijali.

Razvoj naučno-tehničke baze čovečanstva, na osnovu koje se istraţuju i puštaju u rad

najveće rezerve nafte i gasa zasniva se na postizanju napretka u oblasti fizike naftno-

gasnog sloja. Dobijeni novi podaci o naftim i gasnim rezervoarima, kolektorskim i

filtracionim osobinama stena (poroznosti, propustljivost, zasićenju, elektroprovodljivosti),

fizičkim osobinama rezervoara tečnosti i gasova, kao i faznom satavu ugljovodoničnih

sistema, su podaci koji se uspešno se koriste u praksi.

Napredak u oblasti fizike nafno-gasnog sloja, kroz savremeniji sistem projektovanja,

sistema za eksploataciju, omogućuje kompetentniji rad u istraţivanju nafte i gasa, kao i

razvoj i implementaciju novih metoda za povećanje mogućnosti eksploatacije naftnih i

gasnih zaliha.

Moderni inţenjeri-naftaši, koji se bave racionalnim razvojem naftnih i gasnih polja, moraju

biti upoznati sa geološke građom zamljišta (stena), njegovim fizičkim karakteristikama,

fizičkim i fizičko-hemijskim osobinama nafte, gasa i vode, zasićenja stena; i na osnovu

svega toga treba da budu u stanju da pravilno obrade i procene podatke dobijene na osnovu

istraţnih radnji vezanih za naftno-gasni sloj (rezervoar) i tokom kasnije eksploatacije. Ovi

podaci omogućavaju nam da utvrdimo početne rezerve ugljovodonika u rezervoaru. Oni su

neophodni za objektivno prikazivanje procesa koji se dešavaju u rezervoaru u različitim

fazama eksploatacije. Na osnovu ovih sloţenih informacija, zasnovano je i projektovanje

načina eksploatacije terena, i izbor različitih metoda veštačkog uticaja na rezervoar,

ukoliko se utvrdi da su neophodne.

5

1.2 Svetske rezerve nafte i gasa

Svetske rezerve nafte i gasa su jedan od najdragocenijih izvora energije kojima današnje

čovečanstvo raspolaţe. One su smeštene u različitim leţištima na celoj Zemlji, no njihova

raspodela nije ravnomerna.

Izraz rezerve nafte odnose se na količinu nafte u leţištu (engl. " Original Oil In Place") koje

se mogu u datom trenutku pridobiti uz pozitivnu ekonomsku računicu. U skladu sa time,

nafta se ne smatra rezervom ako je nije moguće ekonomski pridobiti, tj. Ako su troškovi

pridobijanja veći od iznosa koji je moguće zaraditi sa dobijenim količinama.

Procena rezervi nafte zasniva se na izračunavanju geološkog i ekonomskog rizika. Oba

zajednički pokazuju verovatnoća da će posmatrane količine nafte biti moguće otkriti te

ekonomski pridobiti na površinu. U skladu sa time rezerve nafte se klasifikuju kroz

nekoliko sistema, zavisno o drţavi u kojima se klasifikacija sprovodi.

Posmatrajući prema zemljama koje su najveći proizvođači nafte u svetu moţe ih se izdvojiti

8 koje danas raspolaţu sa najvećim dokazanim rezervama nafte.

Slika 1: Zemlje sa najvećim rezervama nafte

Saudijska Arabija najpoznatiji je svetski proizvođač nafte sa pribliţno četvrtinom

svetskih rezervi te jednim od najniţih troškova proizvodnje po barelu. Proizvodi više od 4

gigabarela ili 4x109 barela (oko 600 miliona tona) svake godine (oko 17 tona svake sekunde)

i još dugo vremena predstavljaće najvećeg svetskog izvoznika nafte. U podzemlju se nalazi

još 262 gigabarela dokazanih rezervi nafte, što bi trebalo dostajati za oko 65 godina

proizvodnje. Saudijska Arabija ima oko 80 naftnih i gasnih polja, ali više od polovine rezervi

sadrţano je na 8 dţinovskih polja. Najveće takvo polje je Ghavar, koje daje više od četvrtine

proizvodnje cele zemlje.

Problem kod povećavanja ili čak odrţavanja proizvodnje u Saudijskoj Arabiji jeste da se

trenutna proizvodnja iz postojećih svake godine smanjuje za 5-12 posto, što upućuje na

potrebu otkrivanja novih rezervi i poboljšanja proizvodnih kapaciteta. Takođe i najveće

divovsko polje Ghawar, iz kojeg je od 1948. godine do danas proizvedeno više od polovine

6

količina nafte, počelo je iskazivati probleme kod iscrpka, to jest količina proizvedene vode

prema nekim informacijama veća je od količine pridobijene nafte.

Slična pojava zabeleţena je i na drugim poljima, koja sadrţe manje rezerve, ali sloţeniju

geološku građu. Dosada je taj problem rješavan na način da je podizana proizvodnja na

najvećem polju, ali u budućnosti to verovatno neće biti moguće. Saudijska Arabija, kao

najveći proizvođač na svetu, dominantno utiče na procenu svetskih pridobih rezervi nafte (i

gasa). Prema nekim predviđanjima proizvodnja te zemlje udvostručiće se u sledećih 20

godina na pribliţno 7 gigabarela u 2020., no s obzirom na prijašnje tvrdnje o padu

proizvodnje sa postojećim kapacitetima, verovatno će takvo povećanje zavisiti u prvom redu

o političkim potrebama, a ne o najracionalnijim naftnogeološkim mogućnostima leţišta.

Upravo zato, neki drugi analitičari uopšte ne otvaraju mogućnost povećanja sadašnje

proizvodnje koja iznosi oko 4 gigabarela po godini, ponajprije zbog "ispranosti" leţišta koje

je postignuto nametnutom previsokom proizvodnjom koja je podrţavana utiskivanjem

prevelikim količina slane vode u leţišta. Nadalje, broj bušotina na saudijskim poljima je

utrostručen, no znatnije povećanje iscrpka nije se dogodilo, što otprilike odgovara događaju

koji se zbio u Teksasu 1970-ih godina kada je počela da opada proizvodnja u SAD-u.

S druge strane, što je i očekivano, sluţbeni izvori u Saudijskoj Arabiji tvrde da je smanjenje

proizvodnje samo odgovor na smanjenju traţnju nafte na svetskom trţištu (što, naţalost, ni

jedan drugi proizvođač nije iskusio). Naravno, za tačne podatke o proizvodnji i njenu

predviđanju trebalo bi raspolagati s većim brojem merenih podataka koje drţavne agencije

najčešće smatraju poslovnom tajnom.

Kanada je jedan od najvećih proizvođača "crnog zlata", čija je konvencionalna proizvodnja

nafte imala maksimum davne 1973. No, proizvodnja nafte iz specifičnih peščara još raste, i

očekuje se porast najmanje do 2020. godine. Prema dokazanim naftnim rezervama, koje su

procenjene na 179,2 gigabarela (milijardi barela) u januaru 2007., nalazi se na drugom

mestu u svetu, odmah posle Saudijske Arabije. Više od 95% tih rezervi nalazi se u naftnim

Peščanici otkrivenim u pokrajini Alberti. Izraz naftni peščari (engl. "oil sands") ispravno je

prevesti i kao bitumen peščari, jer je reč o izuzetno velikim leţištima teške nafte i

bitumena, koje je posebnim postupcima moguće privesti proizvodnji "uobičajene" sirove

nafte. Veće količine nafte otkrivene su i proizvode se još u pokrajini Saskatchewan te u

priobalju (engl. “offshore”) Newfoundlanda. Ukupna proizvodnja nafte u Kanadi iznosila je

1,2 gigabarela (zabeleţeno u 2006.) što osigurava još oko 150 godina iskorišćavanja takvih

količina. Više od 99% izvezene nafte iz Kanada odlazi u SAD, i time ta zemlja postaje

najveći snabdevač Amerike tim energentom. S druge strane Kanada i uvozi naftu. Na

primer u 2006. godini proizvedeno je 1,2 gigabarela, uvezeno još 0,44 gigabarela, potrošeno

0,8, a izvezeno 0,84 gigabarela.

Postoje još dodatne velike količine od 174 gigabarela otkrivene u pokrajini Alberti,

uglavnom u litostratigrafskoj formaciji koja sadrţava naftne pijeske Athabasca, koje je

potvrdila i drţavna agencija. No, te se rezerve još uzimaju s oprezom jer je nafta uglavnom

sadrţana unutar bitumena (čvrsti oblik), a manjim delom u slobodnom tečnom stanju kao

sirova nafta. Ta, u biti, bitumenska leţišta su pre, upravo zbog svojih svojstava, nazvana i

katransko Peščanici (engl. "tar sands"), a otkrivena su još davno unutar rečnih korita koja

su erodirala naslage sve do delova bogatih bitumenom, izloţivši ga na površinu.

Iskorištavanja takvih leţišta, relativno loših rezervoarskih svojstava, postaje isplativo tek

7

uz primenu novih tehnologija i visokih cena nafte na svetskom trţištu. Zahvaljujući novim

metodama razrade leţišta, u Alberti proizvodnja nafte iz tih nekonvencionalnih izvora

sirova bitumena prešla je količine nafte Pridobive iz konvencionalnih naftnih leţišta sirove

nafte. Prema procenama drţavnih agencija do 2016. godine proizvodnja iz naftnih peščara

dostići će 86% ukupne proizvodnje, a Alberta će postati jednim od najvećih svetskih

proizvođača "crnoga zlata". Granica između sirova bitumena i sirove nafte svakako nije

čvrsta i svakako se pomera razvojem tehnologije. No, postupak se svodi na zagrevanje i

otapanje bitumena koji tada otpušta tekuće ugljovodonike. Kada je cena nafte oko 100

dolara po barelu čini razradu bitumenskih peščara i proizvodnju iz istih isplativom. Uz

takvu cenu, vrednost takvih leţišta svakako je velika, te je Royal Dutch Shell u godišnjem

izveštaju 2006. ustvrdio da dobit nakon oporezivanja gotovo dvostruko prelazi dobit od

prodaje sirove nafte i konvencionalnih leţišta. Takođe, od 2006. godine Kanada postaje

jedina velika članica OECD-a (engl. "Organisation for Economic Co-operation and

Development") čija je proizvodnja povećana (i to za 5-10%, a sličan rast se očekivao do 2020.

Godine, da nije došlo do pada cene nafte). U 2015 godini kada je cena nafte ispoid 60 dolara

po barelu, postavlja se pitanje isplativosti ove eksploatacije i proizvodnje.

Iran je druga zemlja po redu s obzirom na potvrđene konvencionalne rezerve sirove nafte

od 133 gigabarela (oko 10% svetskih rezervi). Ako se tu uključe i nekonvencionalne rezerve,

poput bitumena, tada i Kanada te Venezuela prelaze Iran. Prosečna proizvodnja iznosi oko

1,5 gigabarela na godinu i takvom bi se mogla odrţati sledećih 88 godina. To predstavlja

znatno smanjenje proizvodnje koja je odrţavana u vreme dok je Iranom vladao šah. Takođe,

SAD odrţava embargo na uvoz nafte iz Irana, štiteći se time od promena na trţištu koje

moţe uzrokovati drţavna regulacija Iranske proizvodnje. S druge strane manjak te nafte na

svetskom trţištu svakako uzrokuje povećanje njene cene. SAD odrţava i politički pritisak

na iranski nuklearni program, što budućnost Irana kao svetskog snabdevača nafte čini vrlo

nesigurnom.

Irak je zemlja sa trećim po redu konvencionalnim rezervama nafte, koje su procenjene na

112 gigabarela. Uprkos izuzetnim rezervama i niskim troškovima proizvodnja je vrlo mala,

zahvaljujući problemima nastalim zbog savezničke invazije te zemlje provedene 2003.

godine. U stvari proizvodnja je ograničena u najboljem slučaju na 0,5 gigabarela na godinu.

Budući da je politička nestabilnost zemlje izuzetna, u bliskoj budućnosti se ne očekuju

znatnije promene te količine.

Ujedinjeni Arapski Emirati i Kuvajt četvrto su svetsko područje najvećih

konvencionalnih rezervi nafte sa 98 (UAE) te 97 (Kuvajt) gigabarela. Zajednička

proizvodnja iznosi oko 1,8 gigabarela na godinu. Tim tempom proizvodnja se moţe odrţati

sledećih 100 godina. Područje Abu Dabija sadrţava oko 94 posto rezervi u UAE. S druge

strane u Kuvajtu je većina rezervi smeštena u polju Burgana (drugo najveće polje na svetu,

nakon saudijskog polja Ghawar).

Kuvajt teţi postići proizvodnju od 4 miliona barela na dan do 2020. godine, no polje Burgan

otkriveno je još 1938. i svrstava se u vrlo "zrela" polja što će svakako biti oteţavajuća

okolnost u tom cilju. Takođe, prema nekim podacima koji su nezvanično dostupni iz

kuvajtske naftne kompanije, dokazane i nedokazane rezerve u stvari predstavljaju samo

polovinu prikazanih te iznose 48 gigabarela, što je dovoljno za još 60 godina proizvodnje

sadašnjih količina.

8

Venecuela raspolaţe sa 77,2 gigabarela dokazanih naftnih rezervi, što su najveće rezerve

neke zemlju na Zapadnoj polulopti. Prema sadašnjim proizvodnim količinama, te rezerve će

dostajati za još 80 godina. No, Venecuela takođe raspolaţe sa nekonvencionalnim

rezervama nalik leţištima bitumena opisanim u Kanadi. U takvim leţištima dokazane su

količine od čak 1200 biliona barela što bi odgovaralo ukupnim svetskim konvencionalnim

rezervama. Oko 267 biliona barela moţe biti isplativo proizvedeno uz sadašnje cene i

tehnologiju kojom raspolaţemo. Takve rezerve sadrţane su u litostratigrafskoj formaciji

koja sadrţava katranske peščanike Orinoko (engl. "Orinoco tar sands”) koji su čak manje

viskozni od kanadskih bitumenskih peščara Athabasca. Time su dostupniji

konvencionalnim metodama proizvodnje, no takođe se nalaze na većim dubinama pa se ne

mogu dosegnuti površinskim kopovima poput velikih količina bitumena u Kanadi.

Zahvaljujući velikim dokazanim rezervama, posebno teške nafte, neke međunarodne

organizacije uvećale su Venezuelski rezerve za gotovo 350 biliona barela, čime ta zemlja

pretiče i Saudijsku Arabiju. S druge strane venecuelanski parlament prihvatio je povećanje

od 100 biliona barela, a nadleţno je ministarstvo potvrdilo povećanje od 12400000000

barela u području Faja del Orinoco. Količina Venezuelski proizvodnje znatno zavisi o

političkim faktorima u toj juţnoameričkoj zemlji. Drţava propagira proizvodnju od 3

miliona barela na dan, no neki drugi strani analitičari smatraju tu proizvodnju znatno

niţom. Takođe, veliki deo proizvodnje otpada na ekstra tešku naftu, koja se moţe i ne mora

pribrojiti konvencionalnim pridobivim količinama, što ponovo zavisi o vrsti klasifikacije.

Prema američkoj Agenciji za energentske informacije (engl. "Energi Information Agenci")

Venezuelski proizvodnja nafte u decembru 2006. godine iznosila je 2,5 miliona barela na

dan (oko 0,9 gigabarela na godinu), što je pad od 24% s obzirom na maksimum postignut

1997 (3.300.000 barela na dan). Venecuela deli 2. i 3. mesto najvećeg snabdevača SAD-a

isporučujući oko 1,5 miliona barela na dan u tu zemlju.

Sjedinjenje Američke Države maksimum proizvodnje dostigle su 1970. godine. Od 2005.

godine uvoz je dvostruko veći od domaće proizvodnje. Dokazane rezerve iznose nešto više od

21 gigabarela na kraju 2004. godine, što je pad od 46% u odnosu prema 1970. godini kada je

"knjiţeno" 39 gigabarela zahvaljujući istraţivanju Severne padine Aljaske (engl. "Alaska

North Slope") te otkriću nekoliko novih naftnih polja. Smatra se kako su najvaţnije rezerve

nafte u SAD-u otkrivene, te kako proizvodnja na brojnim poljima ide prema kraju procena

preostalih količina sve je tačnija.

U skladu sa time proizvodnja nafte iznosila je 4 gigabarela na godinu, no smanjila se na 1,6

gigabarela početkom 2006. S druge strane potrebe SAD-a iznose 7,3 gigabarela na godinu.

Razlika se pokriva uvozom ponajprije iz Kanade te drugih velikih proizvođača.

SAD ima najveću koncentraciju naftnih šejlova u svetu, čije rezerve su procenjene na 800

gigabarela Pridobive nafte (prema sadašnjoj potrošnji zadovoljava potrebe u sledećih 110

godina). Naţalost, proizvodnja iz takvih stena znatno je teţa i drugačija nego li nafte iz

konvencionalnih leţišta. Često se podrazumeva rudarenje, a takva teška nafta bogata je

kerogenom. Ipak, porastom cene nafte i takva proizvodnja postaje isplativa, a tehnologija

prerade naftnih Sejli u naftu poznata je još i srednjega veka.

Ipak, proizvodnja iz naftnih šejla u prvome će se redu događati u područjima Venecuele i

Kanade. Proizvodnja u Kanadi posebno je atraktivna za SAD, jer postoji ugovor o slobodnoj

trgovini NAFTA (engl. "North American Free Trade Agreement ").

9

U daljem tekstu često se spominjati izrazi "šejlovi" i "laporac" kao nazivi za pojedinačne

vrste stena. Iako se ponekad navode kao istoznačnice, te se posebno engleski izraz "šejl" kod

nas često prevodi s rečju "laporac" ti izrazi opisuju dve različite vrste stena. Laporac je

sedimentna stena sastavljena od čestica gline i kalcita u razmeri 25-75% do 75-25%. Šejl je

sitnozrnasti stena s tankom laminacijom i lisnatom teksturom, sastavljena od

siliciklastičnog materijala dimenzija zrna gline i praha.

Meksiko obuhvata količinu od oko 14 gigabarela rezervi nafte. Naravno, procene se

razlikuju od zainteresovane strane, tako da je meksička vlada u januaru 2006. objavila

podatak od čak 100 gigabarela, dok je u poznatom časopisu Oil and gas jounal taj podatak

smanjen na samo 12,9 gigabarela. Razlike proističu iz geoloških podataka, no i političkih

razloga. Ustavom je kao isključivi proizvođač nafte izabrana nacionalna kompanija Pemex,

iz čijih se prihoda finansira drţavni budţet (sa 60% poreza na prihod iz nafte). Kao rezultat

tako velikih davanja iz prihoda, kompanija Pemex nema dovoljno kapitala za istraţivanje i

razradu novih zaliha, a nema ni ustavno pravo sklapati ugovore sa stranim kompanijama.

Od 1979. godine najveći deo meksičke proizvodnje dolazi iz divovskog polja Cantarell, koje

je ujedno drugo najveće svetsko polje po proizvodnji. Naţalost, primenjene su neke tehnike

kratkotrajnog povećanja proizvodnje (poput utiskivanja fluida koji se ne meša sa naftom

kao što je azota), no na štetu dugotrajnog povećanja ukupnog iscrpka. Kao rezultat

utiskivanja azota, proizvodnja je povećana sa 1,1 miliona barela na dan u 1996. godini na

2,1 milion brela na dan u 2004. godini. Ali, u 2006. proizvodnja je pala za 25% sa 2,0 (u

januaru) na 1,5 miliona barela po danu (u decembru), a pad proizvodnje se desio i u 2007.

Drugo divovsko polje je Chicontepec, otkriveno 1926. godine, a smatra se da se danas još u

tom polju nalazi oko 40% svih preostalih rezervi. Naţalost, ta nafta zarobljena je u

nepropusnim (matičnim) stenama i bilo bi ju vrlo teško ekonomski pridobiti. Prema

današnjim podacima dokazane rezerve u Meksiku smanjuju se u poslednjem desetljeću te

se predviđa da se trenutna proizvodnja moţe odrţati još manje od 10 godina. Poslednji

veliki projekat Pemex je počeo 2002. godine pod imenom " Proyecto Ku-Maloob-Zaap" koji se

nalazi 105 km udaljen od mesta Ciudada del Carmena. Previđa se da će do 2011. to polje davati

oko 800.000 barela na dan, no ponovo uz upotrebu azota (poput polja Cantarell) što će nakon

toga perioda uzrokovati pad proizvodnje.

Arktičke rezerve predstavljaju dosada najmanje istraţene zalihe nafte i gasa, no s velikim

potencijalom. Pretpostavlja se kako arktički bazen sadrţava znatne rezerve ugljovodonika,

no takođe se posebno kod gasa smatra da će njihovo iskorišćavanje zahtevati znatna

ulaganja u sistem dopremanja. Takođe, smatra se da zbog dubine i temperature te zalihe

mogu biti smeštene blizu tačke smrzavanja, te istaloţeni na morskom dnu u obliku hidrata

(sličnih primera ima u Meksičkom zalivu). Nadalje, tehnologija pridobijanja nafte sa

arktičkog dna moţe biti slična onoj koja se danas već primenjuje u norveškome priobalju.

Neke velike naftne kompanije veruju da područje Arktika sadrţi izuzetno velike rezerve

prirodnog gasa, no mnoge geološke provincije još su uvek neistraţene. Takođe, proizvodnja

u tim područjima zahtevaće veliku paţnju budući da je reč o području koje zahteva posebnu

ekološku paţnju.

Značajne rezerve zasada su potvrđene u području Severne Aljaske, te u Kanadskom

Arktiku. No, kanadske rezerve nisu toliko velike da bi se isplatilo da izgradi naftovod iz

10

područja Severne Kanade do SAD-a. Takođe plovni putevi traju previše kratko da bi se

isplatilo naftu otpremati tankerima, no ako se topljenje leda nastavi sadašnjom brzinom

takvi putevi mogli bi postati trajni te ekonomski isplativi. Na kraju, zanimljivo je pogledati

tabelu 1.1 u kojoj su prikazane rezerve sluţbeno deklarirale drţave OPEC-a. Posebnom su

bojom istaknute rezerve za koje se sumnja da su ih veštački povećale relevantne drţavne

agencije. Ukupne svetske zalihe u januaru 2007. procenjene su na 1,32 trilijona barela.

Objavljene rezerve u milijardama barela (uz naznaku upitnih naglih povećanja **) Izvor:

Colin Campbell, SunWorld, 80-95

Godina Saudijska

arabija Iran Irak Kuvajt

Abu

Dhabi Venecuela Dubaji

1980. 163,35 58,00 31,00 65,40 28,00 17,87 1,40

1981. 165,00 57,50 30,00 65,90 29,00 17,95 1,40

1982. 164,60 57,00 29,70 64,48 30,60 20,30 1,27

1983. 162,40 55,31 41,00** 64,23 30,51 21,50 1,44

1984. 166,00 51,00 43,00 63,90 30,40 24,85 1,44

1985. 169,00 48,50 44,50 90,00** 30,50 25,85 1,44

1986. 168,80 47,88 44,11 89,77 31,00 25,59 1,40

1987. 166,57 48,80 47,10 91,92 31,00 25,00 1,35

1988. 166,98 92,85** 100,00** 91,92 92,21** 56,30** 4,00**

1989. 169,97 92,85 100,00 91,92 92,20 58,08 4,00

1990. 258,00** 93,00 100,00 95,00 92,20 59,00 4,00

1991. 258,00 93,00 100,00 94,00 92,20 59,00 4,00

1992. 258,00 93,00 100,00 94,00 92,20 62,70 4,00

2004. 259,00 132,00 115,00 99,00 92,20 78,00 4,00

2007. 262,30 136,30 115,00 101,50 ? 80,00 ?

Ako se rezerve nafte iz tabele 1.1. prikaţu histogramom (prema stanju iz 2004. godine) vrlo

se lako uočava na slici 1.2 kako količine nafte koje se nalaze u podzemlju Saudijske Arabije

iznose gotovo 30% ukupnih rezervi proglašenih u svim 8 zemalja.

11

Slika 1.2: Rezerve nafte raspodeljene prema količinama u zemljama iz tabele 1.1

Zanimljivo je uočiti odnos broja zamki (u procentima) Mapirane u najvećim svetskim

poljima (engl. " giant fields“). Prema očekivanju, najveći broj leţišta, to jest njih 2/3,

smešten je u strukturnim zamkama. Nešto više od petine leţište ugljovodonika nalazi se u

stratigrafskim tipovima zamki, a preostala pripadaju kombinovanim tipovima leţišta.

Zbirni prikaz prvih 15 zemalja po dnevnoj proizvodnji nafte u junu 2008. godine obuhvata

sledeće zemlje: S. Arabija (8.680.000 barena dnevno), Rusija (7,69), SAD (7,69), Meksiko

(3,58) , Kina (3,38), Iran (3,36), Norveška (3,33), Venecuela (2,94), Kanada (2,88), V.

Britanija (2,46), UAE (2,27 ), Irak (2,03), Nigerija (2,01), Kuvajt (1,87) te Alţir (1.660.000

barela dnevno).

Prvih 15 potrošača nafte prema (takođe prema stanju u junu 2008.) su: SAD (19,70 miliona

barela dnevno), Japan (5,40), Kina (4,90), Nemačka (2,71), Brazil (2 , 38), Rusija (2,20),

Kanada (2,00), Indija (2,00), Francuska (1,96), Meksiko (1,93), Italija (1,87), V. Britanija

(1,70), Španija (1,50), S. Arabija (1,36) te Indonezija (1.020.000 barela nafta na dan).

12

Slika 1.3: Raspodela vrsti zamki mapirane u najvećim svetskim poljima (STOKER, GRAY,

HAILE, ANDREWS i CAMERON, 2004.)

13

2. Prirodne bitumije

Sve stene koje izgrađuju zemljinu koru dele se na osnovu načina postanka u tri grupe:

a. Magmatske

b. Sedimentne

c. Metamorfne

Sedimentne stene u čiji okvir spadaju i prirodne bitumije, dele se na osnovu nastanka na

stene koje su nastale na suvom-kontinentalne i stene koje su nastale pod vodom-

podvodne stene (rečni, jezerski i morski sedimenti).

Obrazovanje podvodnih sedimenata moţe nastati na tri načina, te razlikujemo tri

osnovne vrste takvih stena:

a. Klastične (mehanogeni sedimenti)

b. Hemijske (hemogeni sedimenti)

c. Organske (organogeni sedimenti)

Stene organskog porekla ili bioliti postale su od nagomilanih ostataka ţivotinja i biljaka,

te se dele na grupu zoogenih i biogenih stena.

Neke stene oorganskog porekla, kao na primer: koralski, briozojski i drugi krečnjaci,

dijatomejska zemlja idr. Nisu zapaljivi. Nasuprot njima, u zemljinoj kori postoje i

organogene stene koje su u svojoj su po svojoj strukturi formirane od ugljenika i njegovih

jedinjenja. Takve stene su zapaljive i mogu da sagorevaju pa predstavljaju fosilna goriva.

Prema osobini da li mogu da gore ili ne , H.Potonije (H.Potonié), je podelio stene

organskog porekla na kaustobiolite,.tj.organogene stene koje gore i akaustobiolite, stene

koje ne gore.

Reč „kaustobiolit― je sastavljena iz grčkih reči kausto-gorući, bios-ţivot i litos-kamen.

H.Potonié je takođe predloţio podelu kaustobiolita na tri osnovna reda:

a. Sapropeliti

b. Humoliti

c. Liptobioliti

Prema H.Potonié u red sapropela spadaju, prirodni gorući gasovi, nafta i prirodni

produkti njenog preobraţaja kao asfalt i ozokerit. U red humulita spadaju ugljevi, što

znači da ovaj red obuhvata mnogobrojne organske mate H.Potoniérije biljnog porekla u

svim stepenima njenog preobraţaja od biljnog organskog ostatka do čistog ugljenika ili

grafita.

Liptobioliti predstavljaju produkte preobraţaja nekih specifičnih organskih materia,

preteţno biljnog porekla, kao što su smole, voskovi, balzam, sterini, polen i sl. U ovu

grupu kaustobiolita spadaju minerali iz grupe jantara i smola.

Glavni nedostatak ove podele je što ona u osnovi nije genetska, s obzirom da se ugljevi

obrazuju iz humusa i iz sapropela. S druge strane ugljovodonici i smolaste materije koje

grade naftu, takođe se obrazuju iz sapropelnog i iz humusnog materijala.

14

Polazeći od ovako postavljenih shvatanja o postanku kaustobiolita I.M.Gubkin ih deli u

dve osnovne grupe:

a. Ugljeve

b. Bitumije

Pod pojmom bitumija, H.Hefer podrazumeva prirodne goruće gasov, naftu i takve čvrste

bitumije, koje su genetski vezane za naftu..

Ugljevi, prema materijalu od koga su nastali mogu biti: humusni ili humuliti, sapropeliti

i liptobioliti.

U sastav bitumija i ugljeva ulaze isti hemijski elementi koji se nalaze i u ţivoj materiji:

ugljenik, vodonik, kiseonik, azot i sumpor. No i pored toga, bitumije se razlikuju od

ugljeva po mnogim osobinama, pa i po količinskom odnosu biogenih elemenata koji ulaze

u njihov sastav, a naročito po odnosu ugljenika prema vodoniku.

U bitumijama de taj odnos kreće u uskim granicama i to od 6 do 8, dok u humusnim

ugljevima taj odnos varira od 10-40. Za grupu sapropelita i liptobiolita taj odnos iznosi od

7-10, te ovi ugljevi čine time, prelaz između humusnih ugljeva i bitumija..

Grupa bitumija se razlikuje od ugljeva i po načinu pojavljivanja u zemljinoj kori, kao i po

načinu formiranja svojih leţišta, što je u stvari posledica suštinskih razlika.

Bitumije se po organskoj teoriji stvaraju postupkom bitumizacije, koji se sastoji u

razlaganju organske materije, naročito masnoća, bez prisustva kiseonika, pod

specifičnim uslovima i njenom preobraţaju u naftu i ostale bitumije.

2.1. Klasifikacija kaustobiolita i bitumija

U suštini za sada konačna i prava genetska klasifikacija kaustobiolita ne postoji, usled

još nedovoljnog poznavanja geneze svih kaustobiolita. Iz ovog razloga često se

upotrebljava klasifikacija, sme onih po H.Potonié i M.Gubkinu, zasnovana na fizičkim

osobinama kaustobiolita. Po toj klasifikaciji svi poznati kaustobioliti dele se na:

a. Gasovite (gorući gasovi-naftni, ugljeni i ostali)

b. Tečne (nafta)

c. Čvrste (ugljev, asfalti, ozokeriti…)

Na IV svetskom petrolejskom kongresu-odrţanom u Rimu 1955 godine bila je predloţena

sledeća klasifikacija kaustobiolita ili bitumija:

I Petrobitumije (rastvorljive)

a. Prirodni naftni gas

b. Sirova nafta

c. Prirodni asfalt

d. Ozokerit

e. Asfaltit

II Kerobitumije (nerastvorljive)

a. Organske materije iz naftnih matičnih stena

b. Kerogen

15

c. Fosilne mikroalge

III Ugljevite materije-karbobitumije (nerastvorljivo)

a. Treset

b. Lignitn

c. Ugalj

d. Antracit

2.2. Petrobitumije

Predstavljaju smešu ugljovodonika i materija, koje po pravilu imaju ugljovodonični

karakter i sadrţe izvesne količine sumpora, kiseonika i azota.

Petrobitumije se sreću u prirodi u tri agregatna stanja: čvrste, tečne i gasovite.

Čvrste i tečne bitumije su rastvorljive u ugljendisulfidu i hloroformu.

Prirodni naftni gas, kao predstavnik gasovitih petrobitumija, sastavljen je od

ugljovodonika, koji se kondenzuju pri temperaturi od 20oS i atmosferskom pritisku

(metan, etan, propan, butan…). Pored ovih ugljovodonika u gasu mogu se nalaziti u

manjim količinama i teţi ugljovodonici (pentan, heksan…), kao i azot, ugljendioksid,

sumporvodonik, plemeniti gasovi i moţda vodonik.

U prirodnim podzemnim uslovima naftni gasovi mogu biti i u tečnom stanju.

Sirova nafta je tečna petrobitumija. Predlaţe se da se naftom smatra ona petrobitumija

koja se nalazi u tečnom stanju na temperaturi od < 20oS.

Prirodni (neutralni) asfalt je čvrsta petrobitumija, koja se nalazi u ţitkom i čvrstom

stanju na temperaturi >20oS.

U Francuskom naftnom institutu (L'Institut Français du Pėtrole) uzimaju se da se

sirovom naftom moţe smatrati ona petrobitumija, koja sadrţi >50% uljnih komponenti, a

asfaltom < 50%.

Ozokerit je takođe čvrsta petrobitumija. Boja ozokerita varira od ţute do tamnomrke

(braon) i ima tačku topljenja između 65-85 oS. Ozokerit se sastoji uglavnom od

ugljovodonika sa mikrokristalnom strukturom, u kojima se nalaze male količine tečnih

komponenata.

Asfaltit je crna i tamnomrka (braon) petrobitumija, sa tačkom topljenja preko 110 oS.

Asfaltit se dosta dobro rastvara u ugljendisulfidu i hloroformu, a samo delimično u

tetrahlorugljeniku.

16

3. Teorijski uvod vezan fenomene gasnih i tečnih ugljovodonika

Da bi razumeli ponašanje gasa i nafte i pojave koje se dešavaju tokom istraţivanja,

eksploatacije i transporata potrebno je upoznati se sa problemima fizike gasova i

tečnosti. Kod proučavanja ovih fenomena potrebno je prvo se upoznati sa fizičko-

hemijskim karakteristikama fluida i nakon toga obratiti paţnju na fenomene koji se

dešavaju tokom svih promena uslova koji se dešavaju tokom eksploatacije.

Teorijske osnove za ovo daje mehanika fluida. On se bavi čvrstim materijama koje imaju

vlastiti, praktično nepromenjivi oblik, bez obzira na okolinu. čestice čvrstih materija

ograničene su pravilnim ili nepravilnim površinama.

Za razliku od čvrsti materija, fluidi (gasoviti i tečni) se ponašaju sasvim drugačije. Tečni

fluidi su materije koje zauzimaju definisanu zapreminu i mogu imati slobodne površine i

pod uticajem bilo kakve spoljne sile vrlo lako menjaju svoj oblik. Glavna sila koja deluje

na tečne fluide je sila zemljine teţe, pod čijim delovanjem tečnost zauzima uvek najniţi

deo posude (to moţe biti i morsko dno). Tečnosti su praktično nestišljive.

Nasuprot tome, gasovi su materije koje se šire sve dok ne zauzmu svu raspoloţivu

zapreminu.

Pojam zrnate materije relativno je nov i obuhva mnoštvo čestica čvrste materije

različitih veličina (od submikronskih dimenzija, pa do dimenzija od par metara), u

situacijama u kojima se čestice pomeraju-teku slično tečnostima.

Pojam smesa opisuje sve mešavine dve ili više gore opisanih materija.

U većini se slučajeva se fluid giba kroz prostor. To gibanje se naziva tečenje ili strujanje.

Uopšteno se deli na dve osnovne grupe:

Proticanje je strujanje između čvrstih zidova okolne materije (cevi, kanali i sl.), ili u

slobodnom prostoru (vetar, vodeni mlaz i sl.). Kod proticanja se fluid fizički pomiče kroz

prostor.

Opticanje je situacija u kojoj fluid miruje, a kroz njega se giba neko telo koje je potpuno

ili delimično zaronjeno u fluid (plovidba broda, let aviona, stub mosta i sl.).

Kombinacija proticanja i opticanja je najsloţenija situacija u kojoj se giba i fluid i objekat

u njemu (strujanje fluida kroz pokretne delove mašina, na primer; vetrenjača ili

turbina).

3.1. Nauka koja se bavi proučavanjem fizičkih promena

Hemijsko inţenjerstvo izučava prirodne (spontane) i organizovane postupke procesne

industrije u kojima se dešavaju hemijske, fizičke (fizičkohemijske) promene. Sam termin

odgovara terminu engleskog govornog područja "Chemical Engineering" a što znači

inţinjerstvo u hemijskoj industriji.

Procesna industrija najčešće obuhvata celi niz povezanih tehnoloških postupaka, tako da

je i proučavanje i upravljanje procesima u njoj dosta kompleksno.

Radi pojednostavljenja obično se razmatraju pojedinačne operacije "Unit Operations" što

bi odgovaralo našem terminu " Jedinične operacije". Tako je na primer u velikoj

17

hemijskoj industriji proizvodnje sumporne kiseline, koja se moţe podeliti na više faza,

zastupljen veći broj tehnoloških operacija.

Slika 3.1. Šema tehnološkog procesa proizvodnje sumporne kiseline

U hemijsko-tehnološkim procesima pored fizičkih promena dolazi i do hemijskih

promena (spaljivanje S, oksidacija SO2, apsorpcija SO3) koje su izazvane hemijskim

reakcijama. Aparati u kojima se odvijaju hemijske reakcije nazivaju se hemijski reaktori.

Hemijski reaktor je centralna proizvodna jedinica hemijsko-tehnološkog procesa u kojoj

se odvija hemijska reakcija sa ciljem da se polazne materije-reaktanti pretvore u

proizvode sa novim hemijskim osobinama.

Hemijsko inţenjerstvo bavi se industrijskim procesima pri kojima se sirove materije

(sirovine) podvrgavaju preradi u svrhu proizvodnje upotrebljivih korisnih proizvoda.

Poslednjih godina iz osnova se promenio pristup analizi i proračunu tehnoloških procesa,

analizi rada i upravljanja tim procesima. Metode optimizacije postale su neophodan

sastavni dio tehnoloških proračuna , ne samo u cilju izbora optimalnog rješenja pri

ostvarivanju procesa, nego i radi optimalnog vođenja tih procesa. Svestrana primena

elektronskih računara izmenila je metode proračuna tehnoloških procesa učinivši

matematičko modelovanje osnovom savremenih metoda analize i predviđanja.

Promenila se i uloga inţenjera u tehnološkim procesima. Pre se njegova funkcija svodila

na odrţavanje u radu pojedinih aparata iz pogona i ispravljanju njihovih pogrešaka u

radu dok u savremenim tehnološkim procesima tehnolog ima zadatk da vodi proces.

Poznato je da se pod pojmom procesa podrazumevaju fizičke i hemijske promene nekog

sistema. Razlikujemo prirodne procese koji se oko nas odvijaju svakodnevno spontano i

ostale namenski organizovane koje nazivamo tehnološkim procesima. Oblast hemijskog

inţenjerstva moţe se prikazati sledećom pojednostavljenom šemom:

= + +

Sve tri oblasti ove šeme podrazumevaju sveobuhvatno poznavanje hemizama procesa,

bilansi (materijalne, toplotne i energetske), aparata i tehnika provođenja procesa,

njihove optimizacije, kontrole i upravljanja kao i poštovanje elementarnih zakona

ekonomike trţišta i poslovanja.

Iz ovoga proizilazi da je hemijsko inţenjerstvo multidisciplinarna i sloţena naučna oblast

koja u širem tehničkom smislu obuhvata:

ХЕМИЈСКО

ИНЖЕЊЕРСТВО ОСНОВНИ

ПРОЦЕСИ

ОСНОВНЕ

ОПЕРАЦИЈЕ ЕКОНОМИКА

18

− istraţivanje i unapređivanje tehnoloških procesa;

− upravljanje tehnološkim procesima;

− konstruisanje aparata i uređaja za provođenje tehnoloških procesa;

− projektovanje novih tehnoloških postupaka i procesa, itd.

Svakodnevna inţenjerska praksa je pokazala da nauka ne daje kompletne a ni

univerzalne odgovore na sva pitanja. Zbog toga inţenjerstvo predstavlja istovremenu

sintezu naučnih i iskustvenih saznanja. U svakodnevnoj inţenjerskoj praksi uz naučna

saznanja u velikoj meri moraju se koristiti i praktična iskustva i spoznaje. Za dobro

organizovan tehnološki proces, koji uključuje kontrolu, regulaciju i automatsko

upravljanje neophodno je obezbediti i sledeće preduslove:

− povezanost tehnoloških operacija;

− uzajamnost operacija i

− logički sled operacija.

Studij tehnoloških operacija zahteva od inţenjera sistematičan pristup problemima

zasnovan na dve osnovne činjenice:

1.Svaki od individualnih procesa moguće je rastaviti na niz koraka i operacija

poštujući njihov logički sled, i:

2.Individualne (jedinične) operacije uključuju zajedničke tehnike bazirane na

naučnim principima.

Sistematskim proučavanjem tehnoloških operacija u procesima hemijskog inţenjerstva

omogućava se njihovo unificiranje i pojednostavljenje. Osnovni naučni principi koji se

koriste u tehnološkim operacijama jesu poznati fizički i hemijski zakoni. Tako se pri

sastavljanju materijalnih i energetskih bilansi procesa koristi zakon o odrţanju mase i

energije pri čemu suma masa materijala kao i suma energija na ulazu u proces mora biti

jednaka sumama na izlazu iz procesa.

Kao poseban aspekt sveobuhvatnog sagledavanja problema mora biti uključena i

dinamika u aparatima tretirana kroz fizičku i hemijsku kinetiku odvijanja procesa.

Tehnološke operacije kao osnovni postupci tehnoloških procesa mogu se klasifikovati u

sledeća naučna područja:

1. Mehanizmi promene agregatnih stanja;

2. Mehanizmi prenosa količine kretanja;

3. Mehanizmi prenosa toplote, i:

4. Mehanizmi prenosa mase.

Postoje i druge mogućnosti sistematizacije tehnoloških operacija. U operacijskom

inţenjerstvu najčešće je prisutna sistematizacija zasnovana prema određenom fenomenu

na osnovu čega je široko prihvaćena podela na:

− mehaničke operacije zasnovane na primeni zakona mehanike (kretanja i

fizičkih promena čvrstih materija);

19

−mehanika fluida, zasnovana na zakonima transporta i kretanja fluida

(hidro- ili aeromehaničke operacije);

−toplotne operacije, zasnovane na zakonima prenosa toplote;

−difuzione operacije,zasnovane na zakonima prenosa mase.

Sloţeni tehnološki proces se sastoji iz neprekidnog niza različitih tehnološ kih operacija

čime je obezbijeđeno osnovno pravilo kontinuiteta proizvodnje.

Pojedini dijelovi sloţenog tehnološkog procesa često uključuju veoma veliki broj

operacija, naročito kod pripreme sirovina (mehanička, toplotna, fizičko-hemijska

priprema) kao i dorade proizvoda različitim fizičko-hemijskim metodama. U toku

provođenja glavnog procesa (osnovna reakcija) nastaju i sporedni nusproizvodi veće ili

manje komercijalne vrijednosti, a koji se danas nastoje što više iskoristiti. U tom cilju se

iz glavne linije procesa izvode i nove sporedne linije unutar kojih se ti nusproizvodi

dorađuju.

Na osnovu rečenog moţe se zaključiti da se savremeno hemijsko inţenjerstvo bavi

proučavanjem tehnoloških procesa u industrijskim razmerama po- čev od sirovine do

konačnih proizvoda kroz pojedinačne fizičke i hemijske procese. Fizički procesi, kao

oblast hemijskog inţenjerstva, predmet su proučavanja osnovnih operacija (Tehnološke

operacije), dok hemijski procesi pripadaju reaktorskom inţenjerstvu. Tehnološke

operacije s obzirom na fundamentalnu povezanost mogu se grupisati u tri glavne grupe:

− mehaničke operacije;

− toplotne operacije i

− difuzione operacije.

Mehaničke operacije se prvenstveno odnose na operacije vezane za mehaniku fluida

(homogenih, heterogenih) koje pored transporta i strujanja fluida uključuju i druge

operacije kao što su: taloţenje, miješanje, filtracija, centrifugiranje, fluidizacija i ostale.

U mehaničke operacije spadaju i operacije obrade čvrstog materijala, na primer:

sitnjenje, prosijavanje, transport čvrstog materijala i slično.

Toplotne operacije vezane su za fenomene prenosa toplote bilo da se radi o

konduktivnom, konvektivnom ili prenosu toplote zračenjem kao osnovnim fenomenima

prenosa toplote u različitim aparatima razmene toplote. Takođe u toplotne operacije

spadaju i drugi toplotni procesi kao što su: kondenzacija, isparavanje i slično.

Difuzione operacije su vezane za procese difuzije kao što su: apsorpcija, adsorpcija,

ekstrakcija, destilacija, rektifikacija, kristalizacija, sušenje i druge kod kojih dolazi do

izraţaja razlika koncentracija posmatranog sistema. Međutim i pored navedene podele

uočena je izvjesna analogija čak i između osnovnih fenomena pomenute tri grupe

operacija. Osnovni fenomen u mehanici fluida je prenos količine kretanja, u toplotnim

operacijama prenos toplote, a u difuzionim operacijama je prenos mase. Analogija

između ova tri fenomena je očigledna, pa u novije vrijeme postoji tendencija da se

sveobuhvatan prilaz osnovnim operacijama postavi baš na toj osnovi koja je poznata pod

nazivom "Fenomeni prenosa". Novija literatura iz ovih oblasti upravo se i bazira na tom

principu.

20

3.2. Osnovi tehnologije-prirodni zakoni

Pošto se Tehnološke operacije zasnivaju na prirodnim zakonima i njihovoj praktičnoj

primeni. Pre svega ovde treba spomenuti zakone o odrţanju materije i energije.

Zakoni odrţanja predstavljaju veoma moćne, fundamentalne zakone prirode, a

izraţavaju se u veoma jednostavnom obliku: U posmatranom sistemu čestica

izolovanom od svih spoljašnjih uticaja, a u kome se one kreću i međusobno interaguju,

postoji neko svojstvo tog sistema čestica (X) koje se ne menja, tj.:X=konst.

Ovi zakoni dolaze do izraţaja u Tehnološkim operacijama, najčešće u vidu materijalnih i

energetskih bilansa nekog procesa koji se posmatra. Pošto se u tehnološkim operacijama

se ne posmatraju ekstremne brzine, bliske brzini svetlosti i nuklearne reakcije, tako da

ne dolazi do promene mase u energiju i obrnuto, pa se ova dva zakona mogu posmatrati

nezavisno.

Prednosti primene zakona odrţanja u odnosu na klasičan pristup su višestruke, a

navešćemo samo neke:

• zakoni odrţanja ne zavise od oblika putanje, niti od karakteristika sila koje

su uzrok nekom prirodnom procesu. To znači da primenom ovih zakona

spoznajemo dublju, fizičku, prirodu samog procesa i ne baveći se njegovim

uzrokom moţemo doneti opštije zaključke. Ipak, ostajemo uskraćeni za

informaciju kako je sam proces tekao.

• Zakone odrţanja je moguće primeniti i kada nam uzrok promene stanja nije

poznat, što je često slučaj u nekim novijim oblastima fizike, kao što je npr.

fizika elementarnih čestica. Dakle, primenljivi su i na druge oblasti fizike.

• Zakoni odrţanja su invarijantni na transformaciju koordinata.

Praktična primena zakona o odrţanju materije i energije našla je primenu kod

materijalnih i energetskih bilansa procesa.

Kod projektovanja i analize procesa, procesi se posmatraju kao zasebni sistemi sa svojim

granicama, da bi se moglo jasno definisati šta u sistem ulazi, šta izlazi i šta se u sistemu

dešava.

Da bi se opisao sistem-proces potrebno je postaviti matematički model, koji predstavlja

skup matematičkih relacija koje opisuju veze između pojedinih fizičkih veličina u

posmatranom procesu (dimenzije uređaja, svojstva supstanci, kinetički parametri,

prinosi, protoci, ...)

Postoje i tehnoekonomski modeli (za analizu ekonomičnosti procesa) sadrţe i ekonomske

parametre : troškovi, dobit ...

Model predstavlja uprošćenu predstavu stvarnih veza između veličina koje karakterišu

proces i odraţava najvaţnije karakteristike procesa čime je - olakšano određivanje

potrebnih parametara - olakšano rešavanje i odstupa od realne slike u nekim granicama

tolerancije.

21

Slika 3.2 –Izmenjivac toplote – jednostavan sistem

SISTEMI mogu biti:

a. JEDNOSTAVNI – jedan uredaj, tj. jedinični proces

b. SLOŽENI – više međusobno povezanih uređaja

OSNOVA MODELA : zakoni odrţanja (konzervacije):

Opšti oblik za odrţanje materije i energije u sistemu glasi:

ULAZ – IZLAZ +GENERISANjE = AKUMULACIJA

Zakon o odrţanju materije u sistemu bi se mogao napisati u obliku:

∑ ∑

U slučaju da je proces kontinualan, i bez generisanja u samom procesu, jednačina se

svodi na prostiji oblik, jer u procesu nema akumulacije, pa „sve što uđe mora da izađe―.

U opštem slučaju u diferencijalnom obliku zakon o odrţanju materije-ukupni maseni

bilans glasi:

∑ ∑

U stacionarnim uslovima za kontinualni proces kod koga nema akumulacije:

msistema = const.

A ako uzmemo u obzir zakon o o odrţanju materije, u svakom zatvorenom sistemu zbir

masa reaktanata jednak je zbiru masa produkata.

mreaktanata = mprodukata

Po istoj analogiji za zakon o odrţanju energije (toplotni bilans):

∑ ∑ ∑

U Tehnološkim operacijama prilikom izvođenja svake tehnološke operacije dolazi do

procesa prenosa: mas, toplote ili količine kretanja. Do ovakvog prenosa moţe doći samo

ako postoji neka pogonska sila.

22

npr. Potrebna je razlika pritisaka da bi tečnost curila kroz cev, a taj pad pritiska

(razlika) se pretvara u prenos količine kretanja, odnosno napon smicanja i energetski

gubitak trenjem. Isti slučaj je i sa prelaskom toplota, tj. zagrevanjem.

Brzina prenosa neke veličine biće veća ukoliko je pogonska sila za prenos veća, a otpor

manji.

Jedan od najtipičnijih primera je Omov zakon: Struja je proporcijonalna naponu

(pogonska sila), a obrnuto proporcionalna otporu:

Ova zakonitost vaţi u elektrotehnici, ali u analognim izrazima u hemijskom

inţenjerstvu, samo aproksimativno vaţi, jer je neidealnost fizičkih fenomena jače

izraţena. Neka opšta zakonitost kinetike procesa, moţe se izraziti na sledeći način:

– predstavlja fluks posmatrane veličine (toplote, mase, količine kretanja itd.), tj.

količinu te veličine koja se prenese za jedinicu vremena u površinu kroz jediničnu

površinu normalnu na pravac transporta;

– predstavlja pogonsku silu (razlika temperature, razlika koncentracije, razlika

količine kretanja, ili razlika pritisaka, itd.) između dva mesta na rastojanju

je koeficient proporcionalnosti koji je kao što je rečeno na ţalost kod procesa kojima

se bave tehnološke operacije retko konstantan i njegovo utvrđivanje egzaktno teoretsko

utvrđivanje predstavlja najveći problem, pa se on najčešće određuje eksperimentalno. (U

ovom primeru je koeficient recipročna vrednost otporu prenosa).

Sam prenos posmatrane veličine tj. fluks, je prema ovome, šta je rečeno, proporcionalan

pogonskoj sili, koja je utoliko veća, ukoliko je veća razlika datog stanja od ravnoteţnog

stanja i obrnuto, ako je dato stanje bliţe ravnoteţnom stanju, utoliko je pogonska sila

manja, a i brzina prenosa je sve manja.

Odvijanje procesa (operacije) po svojoj prirodi, moţe biti, u zavisnosti da li se posmatrane

veličine, u vremenu, menjaju ili ne:

Operacije u stacionarnim uslovima (brzina prenosa se ne menja)

Operacije u nestacionarnim uslovima (brzina prenosa se menja)

Prenos posmatrane veličine će se vršiti do postizanja ravnoteţnog stanja. Ravnoteţnim

stanjem je definisana granica do koje se moţe očekivati prenošenje posmatrane veličine

pod datim uslovima. Ukoliko se promene uslovi menja se i ravnoteţno stanje.

Ako se posmatra razlika pogonske sile i ravnoteţnog stanja, primećuje se da je najveća

brzina odvijanja procesa, ukoliko je razlika najveća, a pribliţavanjem ravnoteţi,

pogonska sila je sve manja i prenos sve sporiji.

Operacije se mogu izvoditi:

23

Diskontinualno (materija ili energija se unose, na početku procesa u određenoj količini

pod neuravnoteţenim uslovima i ostavi ili potpomaţe, da se tokom vremena uravnoteţi,

kada je proces završen). Često je na kraju procesa, brzina procesa tako mala, da se

proces prekida pre konačnog uspostavljanja ravnoteţe. Ovo je naročito slučaj kod

industrijskih procesa, kod kojih je sa ekonomskog aspekta vaţna duţina odvijanja

procesa.

Kontinualni procesi su takvi kod kojih se materija ili energija kontinualno unose ili

iznose iz sistema, sa teţnjom da se proces obavlja u stacionarnim uslovima (jednaka

razdaljina od ravnoteţnog stanja).

3.3. Osnovni pojmovi mehanike

Mehanika obuhvata statiku, kinematiku i dinamiku.

Statika proučava mirovanje materijalnih tela pod uticajem sile (osnovna veličina

sila)

Kinematika proučava kretanje geometrijskih tela (osnovne veličine: duţina i

vreme)

Dinamika proučava kretanje materijalnih tela pod uticajem sile (osnovne veličine:

sila, duţina i vreme)

3.3.1. Njutnovi zakoni

Pojam sile u mehanici se definiše preko tri osnovna Njutnova zakona

Prvi zakon: Zakon inercije

U originalu, na latinskom, Njutn je prvi zakon zapisao: „Corpus omne perseverare in

statu suo quiescendi vel movendi uniformiter in directum, nisi quatenus a viribus

impressis cogitur statum illum mutare.“, što se malo slobodnije i prostije rečeno prevodi

kao:

Svako telo ostaje u stanju relativnog mirovanja ili ravnomernog pravolinijskog kretanja

sve dok ga delovanje ili dejstvo drugog tela ne prisili da to stanje promeni.

Ovaj zakon opisuje princip inercije i moţe se iskazati i na sledeći način: Telo na koje ne

deluju sile ima teţnju da nastavi kretanje istim smerom i brzinom.

Drugi zakon: Zakon sile

Ovaj zakon je Njutn napisao ovim rečima, na latinskom: „Mutattionem motus

proportionalem esse vi motrici impressae, et fieri secundum lineam rectam qua vis illa

imprimitur.“, što se malo slobodnije i prostije rečeno prevodi kao:

Ubrzanje tela srazmerno je sili koja na njega deluje, a obrnuto srazmerno masi tela.

Treći zakon: Zakon akcije i reakcije

Sila akcije kojom puška deluje na puščano zrno po pravcu iintenzitetu, a

suprotnom smeru, jednaka je sili kojom puščano zrno deluje na pušku, a time i na rame

strelca.

24

Tekst zakona kako je Njutn zapisao na latinskom je: „Actioni contrariam semper et

æqualem esse reactionem: sive corporum duorum actiones in se mutuo semper esse

æquales et in partes contrarias dirigi, što malo slobodnije i prostije rečeno znači:

Sila kojom jedno telo deluje na drugo telo jednaka je po intenzitetu i pravcu sili kojom

drugo telo deluje na prvo, ali je suprotnog smera.

Za svaku silu akcije koja deluje na neko telo postoji i sila reakcije. Sila reakcije je

istog intenziteta i pravca kao i sila akcije ali suprotnog smera. Vaţno je istaći da se one

uzajamno ne poništavaju, već deluju u različitim referentnim sistemima, vezanim za telo

koje je načinilo akciju i telo koje je reagovalo.

3.3.2. Dimenzije i merne jedinice

3.3.2.1. Dimenzije

Bilo koja fizička situacija, bez obzira da li se odnosi na jedan pojedinačni objekat ili na

veći sistem, moţe se opisati obzirom na određeni broj poznatih svojstava koje objekat ili

sistem poseduju. Tako npr. Objekat koji se kreće moţemo opisati njegovom masom,

duţinom, površinom, zapreminom, brzinom i ubrzanjem. Za pojedine situacije potrebni

su još temperatura, gustina, viskozetet fluida u kojem se kreće itd. Sva merljiva svojstva

koja se koriste za opis fizičkog stanja nekog tela ili sistema su njegove dimenzije. Oznake

koje su generalno prihvaćene za označavanje pojedinih dimenzija uglavnom su početna

slova engleskih naziva za dane dimenzije. Tako L označava duţinu (engl. length), F silu

(engl. Force), m masu (engl. mass), t vreme (engl. time), T temperatura (engl.

temperature), W rad (engl. work), R snagu (engl. power) itd. Oznake fizikalnih dimenzija

pišu se jednim slovom u kurzivu. Jednačina koja opisuje fizičko stanje mora povezivati

preko znaka jednakosti levu i desnu stranu. t.j strane jednačine moraju biti brojčano

jednake, a isto tako i dimenzijski jednake. Tako je npr. Jednačina:

3.3.2.2. Merne jedinice

Opis fizičkog stanja nekog objekta ili sistema nije potpun ako ne poznajemo vrednost

pojedine dimenzije. Nije dovoljno da znamo da neki objekat ima dimenziju duţine,

potrebno je poznavati i kolika je ta duţina. Da bi to mogli učiniti potrebna nam je merna

jedinica.

Za duţinu je utvrđena jedinica metar. Tako moţemo npr. Reći da neki objekat ima

duţinu od 2 metra. On će biti po duţini jednak nekom drugom objektu duţine 2 metra.

Na isti način definisane su i druge osnovne merne jedinice.

Razliku između dimenzije i merne jedinice je u tome što dimenzija predstavlja meru

koliko mernih jedinica ima u nekoj fizičkoj veličini. Sama merna jedinica je dogovorena i

utvrđena mera kojoj pripisujemo brojčanu vrednost.

3.3.2.3. Internacionalni sistem (SI)

Tokom istorije se je dogovor o mernim jedinicama širio sa lokalne zajednice na sve širi

krug ljudi, tako da su danas njima obuhvaćene sve zemlje sveta. Međunarodni sistem

jedinica SI (Sisteme International) predstavlja pokušaj da se stvori jedinstveni sistem,

25

koji će obuhvatiti sve merne jedinice, koje će moći koristiti ceo svet. Stvoren je 1960.

godine i sledio je metrički sistem, danas uopšteno poznat kao SI sistem mernih jedinica.

On je zamenio sve ranije sisteme mernih jedinica kao što su Giorgijev sistem (cgs:

centimetar, gram, sekunda), MKS sistem (metar, kilogram, sekunda), tehnički sistem

jedinica i sisteme engleskih jedinica.

U nastavku su opisane osnovne fizičke veličine i odgovarajuće merne jedinice u SI

sistemu.

Navedeni su i faktori za konverziju za prelaz iz starih sistema mernih jedinica u novi

sistem. to nam je potrebno kako bi mogli koristiti stare izvore podataka kao što su tabele

i dijagrami, koji su razvijani decenijama i prikazani su npr. u starim sistemima jedinica.

3.3.2.4. Osnovne i izvedene jedinice

Kao osnova SI sistema mernih jedinica odabrane su osnovne merne jedinice pomoću

kojih se mogu prikazati i sve ostale izvedene merne jedinice. Tako je npr. Kao jedna

osnovna dimenzija izabrana duţina, pa je odmah definisan i 1 metar. U SI sistemu

odabrane su sledeće osnovne dimenzije:

- Metar (m), kao jedinica mere za duţinu,

- Kilogram (kg) kao mera za masu,

- Sekunda (s) kao mera za vreme,

- Kelvin (K) kao mera za temperaturu,

- Mol (mol) kao mera za količinu materije,

- Amper (A) kao mera za jačinu električne struje,

- Kandela (cd) kao mera za intenzitet svetla.

Osnovna fizička veličina Dimenzija Naziv merne jedinice Oznaka jedinice

Duţina [L] metar m

Masa [M] kilogram kg

Vreme [T] sekunda s

Temperatura [θ] kelvin K

Količina materije [Q] mol mol

Jačina električne struje [I] amper A

Intenzitet svetla [Φ] kandela cd

Tablica 1.2 Definicije osnovnih mjernih jedinica

Metar je duţina koju svetlost u vakuumu prevali tokom 1/299.792.458 sekunde

Kilogram je masa koja je jednaka masi uzorka koji se čuva u muzeju u Svresu i pribliţno

je jednaka masi vode zapremine jednog dm3

Sekunda je trajanje 9.192.631.770 perioda zračenja koje odgovara prelazu imeđu dva

pobuđena stanja atoma cezijuma 133.

Kelvin je 1/273,16 deo termodinamičke temperature trojne tačke vode.

Mol je količina materije nekog sistema koji sadrţi određeni broj najmanjih čestica koji

odgovara broju atoma u 0,012 kg ugljenika 12. Osnovne čestice materije su atomi ili

molekuli koji imaju pojedinačno iste karakteristike kao i sama materija.

26

Amper je jačina električne struje koja u dva paralelna provodnika beskonačne duţine, na

uzajamnom rastojanju od 1 m u vakuumu stvara silu od 2*107 N svakih 1 m duţine.

Kandela je 1/60 intenziteta svetlosti koja upada vertikalno na površinu a zrači je 1 sm2

crnoga tela na temperaturi topljenja platine.

Dopunske merne jedinice su:

Ugao u ravni – radijan – rad

Prostorni ugao – steradijan – sr

Izvedene jedinice SI sistema: Njihov naziv i oznake obrazuju se od osnovnih jedinica

SI sistema na osnovu algebarskih izraza kojim se definišu odgovarajuće veličine, tako da

fakto SI sistemar izraţen brojem bude = 1. Definicije se izvode iz definicije odgovarajuće

veličine uzimajući u obzir faktore.

Decimalne jedinice: su decimalni delovi ili decimalni umnošci mernih jedinica, a

obrazuju se sastavljanjem međunarodno usvojenih predmetaka ispred oznake mernih

jedinica.

27

4. Zakonitosti i jednačine koje određuju karakteristike gasova

U gasovima molekuli su jako udaljene jedni od drugih pa svojstva gasa ne zavise o

međumolekulske sile. Zato se svi gasovi slično ponašaju, osim pri velikom pritisku i

temperaturi. Za razliku od gasova, svojstva tečnost i čvrstih supstanci jako zavisi od

međumolekulskih sila. Gas je homogeni fluid bez oblika i zapremine; gas ispunjava

zapremine rezervoara i za razliku od tečnosti nema površine, odnosno međupovršine.

Svaki gas se ponaša kao idealni gas pri niskom pritisku i višoj temperaturi, na pr. pri

standardnim uslovima (STP, standardni pritisak i temperatura, psc = 1,01325 bar, Tsc =

15 °C). Svojstva idealnog gasa su:

1. Zapremina samih molekula gasa beznačajna je u odnosu na zapreminu koju

zauzima gas,

2. Nema sila privlačenja ili odbijanja između molekula gasa niti između molekula i

zidova rezervoara.

3. Sudari između molekula su elastični i nema gubitka unutrašnje energije

molekula pri sudaru.

Zakon idealnog gasa definiše zavisnost zapremine gasa od pritiska i temperature i

količine materije, a izveden je na osnovu eksperimentalnih radova Boylea, Daltona, Guy-

Lussaca odnosno Charlesa i Avogadra.

4.1. Boyleov zakon

Boyleov zakon glasi:

(

)

Slika 4.1. Boyleov-a izoterma

28

4.2. Gay-Lussacov zakon.

Zavisnost zapremine gasa od temperature određivali su Dalton (1801), zatim Guy-Lussac

(1778-1850), dok je prva dok je prva neobjavljena mjerenja obavio Charles (1787).

Iz eksperimentalnih podataka ustanovljena je linearna zavisnost zapremine gasa od

temperature pri konstantnom pritisku (povećanjem temperature gas se širi, tj. povećava

se zapremina i obrnuto)

(

)

Sve izobare konvergiraju prema istoj vrednosti temperature od -273.15°C, koja je kasnije

prihvaćena kao nulta tačka (0 K) na termodinamičkoj (apsolutnoj) skali temperature.

Slika 4.2. Izobare gasa u V-T dijagramu.

4.3. Avogadrov zakon

Avogadrov definiše jednoznačni odnos zapremine gasa i količine materije. Za čiste gasove

i gasne smeše, A. Avogadro je ustanovio (1811.) da pri konstantnom pritisku i

temperaturi, ista zapremina svih gasova sadrţi isti broj čestica (molekula ili atoma;

Avogadrov zakon). Drugim rečima ista količina materije, napr. 1 mol bilo kog gasa pri

istim p,T-uslovima zauzima istu zapreminu.

Jedan mol materije sadrţi Avogadrov broj, NA = 6,023 1023 molekula. U slučaju gasova,

zapremina 1 mola gasa (molarna zapremina, ) je

*

+ *

+

29

4.4. Zakon idealnog gasa

Zakon idealnog gasa moguće je izvesti kombinacijom Boyleovog, Charlesovog i

Avogadrovog zakona.

Promena zapremine neke konstantne količine (mase) gasa zbog promene pritiska i

temperature od stanja ―1‖ do stanja ―2‖ moţe se prikazati kao:

Za prvu p,T-promenu (Boyle) vredi:

a za drugu (Charles):

Ako se konstanta za 1 mol. gasa obeleţi s R, tada vredi:

Prema Avogadrovom zakonu, pri istom pritisku i temperaturi molska zapremina bilo kog

gasa je ista, npr. za gasove A i V vredi:

RA = RB = R

4.5. Opšta i individualna gasna konstanta

R = opšta gasna konstanta; vredi za sve gasove.

Jednačina stanja idealnog gasa je dakle:

Za 1 mol: p = RT

Za bilo koju količinu, masu gasa: pV = nRT

U SI- sistemu jedinica vrednosti *

+

Individualna gasna konstanta (R’). Ako je m = masa a M = molarna masa, tada je broj

molova n jednak:

Za bilo koju masu nekog gasa vredi: pV = m R’T odnosno pV = n M R’T

30

Za 1 mol gasa (n = 1) jednačina stanja je jednadţba stanja je p = M R’T iz čega je očito

da je individualna gasna konstanta neke materije ili smeše jednaka količniku opšte

gasne konstante i molarne mase materija ili smeše:

4.6. Molarna masa, molarna zapremina, Avogadrov broj

Mol je ona količina supstance koja u sebi sadrţi toliko čestica koliko ima atoma u

12g ugljenikovog izotopa C-12, a u tih 12g ugljenika 12C ima 6,023x1023 atoma (to jest

ako se zaokruţi 6x1023 atoma)

Avogadrov broj je konstanta koja pokazuje "da u 1mol supstance ima 6x1023 čestica"

NA = 6x1023 1/mol.

Molarni (molski) udeo frakcija (yi) - odnos broja molova i-te komponente i ukupnog

broja molova u sistemu (odnos mase supstance i njene količine ("molarna masa pokazuje

koliko grama neke supstance ima u jednom molu te supstance")

∑ ∑

ni ,kmol, - broj molova komponenata iz stehiometrijske jednačine, Mi ,kg/kmol, - molarna

masa komponenata, mi, kg masa komponente

∑

Broj molova Za broj čestica (atoma, molekula ili jona) se koristi formula:

Ni-broj molekula (čestica), Na-Avogadrov broj

Za smešu vaţi:

∑

Molarna zapremina predstavlja odnos zapremine supstance i njene količine ("molarna

zapremina pokazuje koliko dm3 zauzima 1mol nekog gasa") i sve to pri odredjenoj

temperaturi i pritisku. Vm=22,4dm3/mol pri 0oC i 101,3 kPa.

N- broj čestica, m - masa supstance, NA - Avogadrov broj, M-molarna masa, V-

zapremina, Vm-molarna zapremina

Ukoliko se koriste ove formule mora se voditi računa da ukoliko je n (mol) količina atoma,

onda se sve u formuli odnosi na atome!

Ukoliko je n(mol) količina molekula, onda se sve u formulama odnosi na molekule.

31

* mol molekula je količina supstance koja se koristi za supstance izgradjene kao molekuli

(H2 - 1 mol molekula vodonika)

* mol atom je količina supstance koja moţe uvek da se koristi, ali se posmatra broj atoma

- indeksi u formuli (H2 - 2 mol atoma vodonika)

Molarna zapremina nije uvek 22,4dm3/mol. Njena vrednost se menja sa promenom

pritiska i temperature.

Ako je temperatura 0oC i pritisak 101,3 kPa onda Vm=22,4dm3/mol, to se dobija iz

jednačine idealnog gasnog stanja:

pV=nRT

p-pritisak u kPa, V-zapremina u dm3, n - količina supstance (mol), R = 8,314

kPadm3/(molK)-gasna konstanta, T-temperatura u kelvinima (K)

0C + 273 = K (razlika izmedju Celzijusove i Kelvinove skale je 273 stepena)

Jednačina idealnog gasnog stanja moţe da se iskoristi ukoliko uslovi nisu normalni a

traţi se količina supstance ili masa ili zapremina gasa!

Avogadrov zakon: Isti broj molekula dva različita gasa pri istim uslovima

(pritisak i tepmperatura) zauzimaju istu zapreminu!!!

Tečne supstance:

Voda ima gustinu 1g/cm3 (na 4oC) ili blizu 1g/cm3 na temperaturama od 0 do 100 stepeni

Celzijusa. Zbog toga je 1g vode isto što i 1cm3 (to jest 1ml).

Za ostale supstance: ukoliko je zadata masa, a traţi se zapremina, potreban je podatak o

gustini. Ukoliko se zna gustina tečne supstnce, "moţe se iz grama dobiti cm3, i obrnuto".

Maseni udeo frakcije, težinski udeo (gi) - odnos mase i-te komponente (mi), sadrţane

u ukupnoj masi sistema:

∑ ∑

zamenom dobijamo:

∑

Iz jednačina predhodnih jednačina lako se moţe odrediti odnos molskog udela i molskog

sastava

∑

∑

⁄

Zapreminski udeo frakcija (Vi), kojim se dobija zapremina pojedinačne komponente u

smeši, pomoću predhodnih korelacija, moţe se uspostaviti korelacija zapreminskog udela

sa masenim i molarnim udelom.

32

∑

∑

⁄

∑

⁄

Za idealni gas je odnos između zapreminskog udela komponentata(Vi) i molskih udela

jednaka(yi), Vi = yi,.što je u skladu sa Avogadro's zakonom. Za sistem idealnih gasova,

kao što su naftni gasovi, sastav se moţe izračunati na osnovu nekog od sledećih

podataka: Mase komponenata, zapremine, gustine, napona para itd.

Molekulska teţina smeše se izračunava po principu aditivnosti molekulskih teţina

komponenata, za smeše čiji je sastav izraţeni u molarnim ili volumnim udelima, a u

slučaju da je sastav izraţen u masenim procentima moţe se izračunati formulom:

∑

∑

⁄

a u slučaju da je sastav izraţen u masenim procentima moţe se izračunati formulom:

∑

⁄

4.7. Daltonov zakon

Daltonov zakon parcijalnih pritisaka postulira da je ukupni pritisak gasne smeše jednak

zbiru pritisaka komponenti smeše.

Parcijalni pritisak svake komponente u smeši jednak je pritisku, koji bi vladao u

rezervoaru iste zapremine, ispunjenom istom količinom samo te komponente.

pi = p yi

Mešavina idealnih gasova karakterisana je aditivnošću parcijalnih pritisaka i parcijalne

zapremine.

Pritisak smeše idealnih gasove je suma parcijalnih pritisaka komponenti (Dalton's law):

∑

Gde je P – pritisak smeše gasova; Pi – parcijalni pritisak i-te komponente u smeši, ili

∑ ∑ ∑

Parcijalni pritisak pojedinog gasa u smeši je jednak proizvodu njegovog molarnog udela

u smeši i ukupnog pritiska smeše.

33

4.8. Amagatov zakon

Amagatov zakon parcijalnih, odnosno aditivnih zapremina, definiše da je ukupna

zapremina idealne gasne smeše zbir zapremina, koje bi pojedine komponente zauzimale,

same, pri istom pritisku i temperaturi. (Zapremine čistih komponenti su parcijalne

zapremine).

Prema jednačini stanja idealnog gasa, parcijalne zapremine čistih komponenti gasne

smeše, A, B, C, itd. su definisani kao:

tj. odnos parcijalnih zapremina komponenti i ukupne zapremine, jednak je dakle

molarnim udelima komponenti (sastav gasnih smeša, izraţeni zapreminskim udelima,

brojčano su identični sastavu u molarnim udelima):

Аditivnost parcijalnih zapremina komponenata u gasnoj smeši se ponaša u skladu sa

Amaga law:

∑

Gde je V – pritisak smeše gasova;

Vi – parcijalna zapremina i-te komponente u smeši, ili analogno jednačinama (2.14 –

2.15), dobija se jednačina 2.17:

4.9. Osnovna i najvažnija zapreminska karakteristika fluida

Gustina je definisana kao masa po jedinici zapremine:

Gustina je izrazita funkcija sastava, tj. broja ugljovodonika različite molarne mase i

njihovih relativnih udela, u prirodnim ugljovodoničnim smešama.

Budući da je molarna zapremina, , definisana kao:

i uzevši

u obzir da je m = nM, dobija se da je

⁄

Molarna zapremina bilo kojeg gasa ili gasne smeše pri standardnim p,T –uslovima uvek

je ista i ne zavisi od sastava:

= 23.645 m3/kgmol pri 15oC, 1.01325 bar

= 23.69 m3/kgmol pri 15.6oC, 1.01325 bar (60 oF, 1 Atm),

= 22.414 m3/kgmol pri 0oC, 1.01325 bar .

Relativna gustina gasa izračunava se uzimajući u obzir i gustinu vazduha:

34

Za normalne uslove (n.u.) ρvazduha 1,293; za standardne uslove (s.u.) ρvazduha 1,205.

Standard Temperature and Pressure – definisao je IUPAC (International Union of

Pure and Applied Chemistry) za vazduh na 0oC (273.15 K, 32 oF) i 105 pascals (1 Pa = 10-

6 N/mm2 = 10-5 bar = 0.1020 kp/m2 = 1.02x10-4 m H2O = 9.869x10-6 atm = 1.45x10-4 psi

(lbf/in2))

NTP - Normal Temperature and Pressure – definisani su za vazduh na 20oC (293.15

K, 68oF) i 1 atm ( 101.325 kN/m2, 101.325 kPa, 14.7 psia, 0 psig, 29.92 in Hg, 760 torr).

Density 1.204 kg/m3 (0.075 pounds per cubic foot)

Аko je gustina gasa (ρo) data na pritisku = 0.1013 MPa, gustina idealnog gasa se

preračunava na drugom pritisku (R) i na istoj temperaturi pomoću formule:

Specifična zapremina je zapremina jedinične mase materije (u prirodnim naukama,

specifično najčešće znači ―podeljeno sa masom‖):

Veza između molarne i specifične zapremine moţe se izvesti iz prethodnog izraza:

Relativna gustina (; pre „specifična teţina―, eng.specific gravity ili samo gravity) je odnos

gustine zadanog fluida i gustine referentnog fluida pri specificiranim p, T-uslovima.

Najčešće su to standardni (sc) p,T-uslovi.

‗Referentni fluid za tečnosti je voda, čija je gustina pri standardnim uslovima (psc =

1.01325 bar, Tsc =15.6oC) iznosi w = 999.014 kg/m3, a za gasove je to vazduh, čija je

gustina pri istim p,T-uslovima a = 1.2232 kg/m3.

Za naftu je

a za gasove (

)

( ⁄

⁄)

Relativna gustina gasa jednaka je dakle količniku njegove molekulske mase i molekulske

mase vazduha. Moguće je odrediti molekulsku masu gasa bez poznavanja njegovog

sastava, tj. Na osnovu gravimetrijski određene relativne gustine gasa.

Molarna masa gasne smeše je: ∑

Relativne gustine gasa i nafte su indirektni pokazatelj njihovog sastava, te se koriste kao

parametar u mnogim različitim korelacijama PVT i drugih svojstava gasno-naftnih

sistema.

35

Česti korelacijoni parametar je i relativna gustina nafte, izraţena stepenima API

(akronim za American Petroleum Institute):

Koeficient izotermne kompresibilnosti gasa definisan je uopšteno:

(

)

(

)

(

)

36

5. Gasovite petrobitumije-gasovi

5.1. Sastav i fizička svojstva gasa

Pirodni gas je najčistije fosilno gorivo, koje se sastoji se uglavnom od metana (CH4) koji

je najjednostavniji ugljovodonik i teţih sloţenijih ugljovodonika kao što su etan (C2H6),

propan (C3H8) i butan (C4H10). Gas koji se koristi kao gas za kućnu upotrebu, trgovini i

industriji ustvari je gotovo čisti metan. Vrednost prirodnog gasaizraţava se prema

gorivim karakteristikama metana, koji je bez boje i bez mirisa, a kad se zapali gori

svjetlim i slabo sjajnim plamenom. Miris prirodnom gasa se veštački dodaje (odorisanje).

Prirodni gas često sadrţi nečistoće, kao što su ugljen dioksid, sumporovodonik i voda,

zatim azot, helijum i ostali gasovi u tragovima. Kako ugljen dioksid ne gori, smanjuje

time gorivu vrednost prirodnom gasu. Međutim, ugljen dioksid moţe se utiskivati u

naftna leţišta za povećanje proizvodnje, tako da se ponekad izdvaja iz prirodnog gasa i

prodaje kao nus produkt. Аzot se takođe koristi kao gas za utiskivanje u leţišta, dok je

helijum vredan u elektronskoj industriji i za punjenje balona.

Propan i butan izdvajaju se iz prirodnog gasa i prodaju odvojeno. Tečni naftni gas (TNG,

LPG), (ukapljeni) koji je uglavnom propan, uobičajena je zamena za prirodni gas u

ruralnim područjima gde nema direktnegasne mreţe.

Sumporovodonik je jako otrovan, korozivan i opasan u vrlo malim koncentracijama s

mirisom na trula jaja. Zbog svoje korozivnosti uzrokuje velika oštećenja u

gasnimbušotinama, na uzlaznim cevima, ventilima i spojevima, tako da se mora

odstraniti iz prirodnog gasa pre nego se transportuje u cevovode. Pored izdvojenog

sumporovodonika i ugljen dioksida, dehidracijom se tađe ekstrahuje voda pre nego što se

gas transportuje u cevovode.

Čisti metan razvija se i u rudnicima uglja, jer ugalj ima takvu hemijsku strukturu koja

razvija samo metan. Gas je adsorbovan uz površinu uglja duţ prirodnih pukotina, koje

prvo proizvode vodu a nakon toga oslobađa se metan. Zato su ugljenokopi opasni, zbog

opasnosti od eksplozije metana. Glavni uslov za pretvaranje organskog materijala u

naftu i gas je temperatura. U relativno plitkim naslagama gde temperatura nije bila

dovoljno visoka za pretvaranje u naftu, brzom bakterijskom akcijom proizvodi se

organski (biogeni) gas koji je gotovo čisti metan, poznat kao močvarni ili barski gas.

Najveće gasno leţište na svetu biogenog porekla je Urengoj u Sibiru sa zalihama od 8

milijardi kubnih metara , gde je gas zarobljen ispod stalno zamrznute zemlje

U grupu gasovitih goriva naftnog porekla spadaju naftni gasovi - prirodni i rafinerijski.

Prirodni naftni gasovi (Natural gas NG), po novoj definiciji nazvani Gasoviti petroleum,

dobijajaju se iz gasnih, gasno-kondenzatnih i gasno-naftnih leţišta (bušotina).

Rafinerijski gasovi sporedni su proizvodi atmosferske destilacije nafte i niza procesa

termičke i katalitičke prerade različitih naftnih frakcia. Sve više se koriste kao gasovito

gorivo ali i kao sirovine za hemijsku i petrohemijsku industriju.

Odgovarajučom obradom - prečišćavanjem i destilacijom - prirodnih i rafinerijskih

gasova dobija se Tečni naftni gas -TNG (Liquefied Petroleum Gas LPG), koji se već

37

godinama koristi kao gorivo za domaćinstva i u industriji; u novije vreme sve češće i kao

gorivo za benzinske motore i kao sirovina za petrohemijsku industriju.

U drugoj polovini 20 veka i prirodni naftni gasovi prevode se u tečno stanje (Liquefied

Natural Gas LNG). To se čini zbog transporta do udaljenih potrošača specijalnim

brodovima - cisternama, koji ga uglavnom koriste kao gorivo ili kao petrohemijsku

sirovinu, a u novije vreme i za pogon motora SUS. U Rusiji i nekim drugim zemljama već

se koristi u gasovitom stanju za pogon motora velikih transportnih vozila.

5.2. Prednosti i nedostaci naftnih gasova

Naftni gasovi su najpogodnije gorivo za domaćinstva i toplane u velikim gradovima.

Potpunije sagorevaju od tečnih goriva naftnog porekla i od ugljeva. Iskorišćenje energije

znatno je bolje. Budući da su očišćeni od neţeljenih primesa i kontaminanata i da ne

sadrţe vodoniksulfid i merkaptane, ekološki su prihvatljiviji od drugih goriva.

Energija tečnih goriva naftnog porekla, hidroenergija, nuklearna energija i energija

različitih alternativnioh goriva, mora se prvo transformisati u druge oblike - pogodnije

za korišćenje.To podrazumeva izgradnju odgovarajućih postrojenja, velike investicije i

određene gubitke energije tokom prenosa.

Upotreba PNG kao goriva u domaćinstvima, u industriji cementa, cigle, crepa, keramike,

stakla, u prehrambenoj industriji i metalurgiji, podrazumeva izgradnju gasovodne i

distributivne mreţe, kao i odgovarajuće instalacije. To utiče na cenu gasa. Međutim, te

investicije su znatno manje od ulaganja u velike toplane, toplovode, električne centrale,

dalekovode itd.

Jedan od nedostataka PNG je skuplji transport u poređenju sa ugljem, naftom i

derivatima nafte. Međutim, sa energetskog aspekta prednosti su toliko velike da se ipak

isplati transportovati ga cevovodima ili brodovima u tečnom stanju preko čitavih

kontinenata i mora, što se sve češće i čini.

Drugi nedostatak PNG u poređenju sa tečnim naftnim gorivima je što bi se kod motornih

vozila morali koristiti veliki i specijalni rezervoari. Međutim, treba reći da već postoje i

takva rešenja.

5.3. Poreklo, geneza i tipovi ležišta PNG

Počev od geneze, preko migracija, do akumulacija u kojima se nalazi i iz kojih se dobija,

prirodni naftni gas (PNG) stalni je pratilac nafte. I za PNG, kao i za naftu, još nisu

potpuno pouzdano utvrđeni poreklo i geneza, kao ni način formiranja akumulacija.

Uglavnom preovladava mišljenje stručrrjaka da je i PNG organskog porekla, a da je

geneza bila slična genezi nafte. To mišljenje zasniva se na činjenici da je PNG redovni

pratilac nafte u leţištaima.

Tačno je da se akumulacije nafte i prirodnog naftnog gasa uglavnom nalaze u

sedimentnim stenama, u podzemnim rezervoarima kakvi su formirani u svim geološkim

periodama, na dubinama od svega hekoliko desetina do nekoliko hiljada metara.

Međutim, treba reći da su pronađeni tragovi ugljovodonika (preteţno metana) i u

eruptivnim stenama i u granitnim masivima, u kojima, zna se, nije bilo organskog

38

materijala. Zbog toga se ne sme potpuno odbaciti ni hipoteza o neorganskom poreklu

PNG. Uz to treba reći da je najnovijim istraţivanjima dokazano prisustvo tečnog metana

na nekim planetnim satelitima, na kojima sigurno nema organskog materila ni ţivota.

To bi moglo biti potvrda hipoteze o direktnoj sisntezi ugljovodonika iz ugljenika i

vodonika.

5.3.1. Klasifikacija ležišta prirodnog naftnog gasa

Klasifikacija leţišta vrši se zbog načina razrade, reţima i tehnologije proizvodnje, a

kriterijumi za klasifikaciju su fizičke i termodinamičke osobine fluida. Najvažnije

osobine - gustina, kompresibilnost i viskoznost - zavise od PVT uslova, tj. od odnosa

pritiska, zapremine i temperature gasa.

Prema nekim autorima u prirodi postoje tri tipa leţišta: izolovana gasna, gasno- naftna i

gasno-kondenzatna Drugi ih dele na leţišta suvog gasa, vlažnog gasa, gasnog kondenzata

i isparive nafte. Međutim, često se ističe da je nekada teško razlikovati gasno-

kondenzatna leţišta od leţišta vlaţnoga gasa, a naročito od leţišta isparive nafte. Stoga

je prva podela moţda i jednostavnija i prirodnija.

Izolovana gasna ležišta. U izolovanim gasnim leţištima nalazi se tzv. suvi ili siromašni

PNG bez viših ugljovodonika. Te vrste nalazišta obično nisu u neposrednoj vezi sa

naftom. Od ugljovodonika u njima dominatan je metan, a etan, propan i butani, nalaze se

u promenljivim i uglavnom malim količinama. Pritisak u takvim leţištima moţe biti i do

100 bara (10 MPa).

Gasno-naftna ležišta U leţištima ovoga tipa PNG je u kontaktu sa naftom. Pored

metana u takvom gasu nalaze se znatno veće količine etana, propana i butana, pa i viših

ugljovodonika. Zbog toga je uslovno nazvan "vlažnim", bogatim ili masnim naftnim

gasom naftnog porekla.

Kod gasno-naftnih leţišta postoje dve mogućnosti: Da gas prati naftu ili da nafta prati

gas. U oba slučaja deo gasa je rastvoren u nafti, a slobodni deo se nalazi iznad nje u tzv.

gasnoj kapi. Taj deo svrstava se u grupu prirodnih naftnih gasova, a deo gasa koji se

nalazi rastvoren u nafti, naziva se pratećim ili kaptažnim naftnim gasom.

Za svako leţište ove vrste određuje se tzv. gasni faktor. On je definisan brojem

standardnih kubnih metara gasa ( Sm3) koji se mogu dobiti iz jednog kubnog metra

tečnosti (nafte ili kondenzata) i izraţava se kao Sm3/m3. (Sm3 oznaka je za kubni metar

gasa pri atmosferskom pritisku i na 15°C).

Zavisno od uslova u leţištu i od stepena promena koje su se dešavale tokom geneze i

migracije, veličina gasnog faktora može da varira u širokim granicama. od 900 do 18.000

Sm3/m3 kod gasno-kondenzatnih leţišta, od 5 do 500 Sm3/m3 kod gasno-naftnih i ispod

20 Sm3/m3 kod leţišta teških nafti.

Visoke vrednosti gasnog faktora karakterističn§ su za leţišta jako transformisane

parafinske nafte, a niske za manje transformisane naftenske nafte. Inače gasni faktor

opada tokom eksploatacije leţišta srazmerno stepenu iskorišćenja.

39

Gasno-kondenzatna ležišta Karakterišu ih visoki pritisci (iznad 3 x 107 Pa = 30 MPa,

= 300 bara = 306 atm), i visoke temperature (80 - 100°C i više). U tim uslovima u gasno

stanje prelaze i ugljovodonici S5 pa i znatno viši.

Zbog sadrţaja viših ugljovodonika ti gasovi su nazvani vlažnim, masnim ili bogatim Po

tome su slični gasovima iz gasno-naftnih leţišta.

Viši ugljovodonici se pri sniţenju temperature kondenzuju, ponovo prelaze u tečno stanje

u prirodni gazolin (smešu ugljovodonika od C5 do C10), ili u kondenzat (smešu

ugljovodonika od C5 do C35.)

Količine kondenzata mogu da se kreću od 100 do 500 cm3/m3 prirodnog gasa. Ovakvi

kondenzati mogu se prerađivati istim redosledom kao nafta. Laki destilati mogu biti

sirovine za izomerizaciju, katalitički reforming ili komponente motornih benzina; često

ih na naftnim poljima mešaju sa sirovom naftom kojoj se tako povećava cena.

5.3.2. Terminologija

Na 11. Svetskom kongresu za naftu i gas, 1983. god. u Londonu, imenovana Studijska

grupa predloţila je univerzalni nomenklaturni sistem. Za sve prirodne mešavine

ugljovodonika koje se nalaze u podzemnim leţištima, u različitim geološkim strukturama

i na različitim dubinama, bez obzira na agregatno stanje, usvojen je opšti naziv

petroleum. Shodno tome prirodni naftni gas (Natural Gas) gasoviti deo petroleuma.

U zapadnoj stručnoj literaturi koriste se i dodatni nazivi kojima se bliţe ukazuje na

osobine PNG, zavisno od tipa leţišta i od stepena obrade, odnosno, od pripreme za

upotrebu. Evo nekih od tih naziva.:

Natural Gas (NG) - prirodni naftni gas (PNG) - naziv je za onaj deo petroleuma koji se u

prirodnim podzemnim rezervoarima, u leţišnim uslovima, (pri određenom pritisku i

određenoj temepraturi) nalazi u gasovitom stanju i koji u takvom stanju ostaje i po

izlasku iz bušotine, tj. pri atmosferskom pritisku i na temperaturi okoline. Uz to treba

reći da, zavisno ot tipa leţišta, deo PNG moţe biti rastvoren u sirovoj nafti.

Non Associated Gas - naziv je za prirodni naftni gas iz izolovanog gasnog leţišta, koji nije

u kontaktu sa tečnom naftom.

Associated Gas – Gas Cap i Solution Gas - naziv je za prirodni naftni gas koji je u leţištu

u kontaktu sa tečnom naftom i koji je delom rastvoren u njoj, što zavisi od leţišnih

uslova.

Raw Natural Gas - naziv je za sirovi PNG, kakav je izašao iz bušotine i koji nije

oslobođen eventualno prisutnih - azota, ugljendioksida, vodoniksulfida i drugih nečistoća

i primesa.

Marketable natural Gas - naziv je za PNG koji je oslobođen štetnih primesa i pripremljen

za upotrebu u domaćinstvu ili u industriji.

Wet (Rich) Gas - naziv je za "vlažni" ili masni PNG koji, osim metana, sadrţi i određene

komercijalne količine ugljovodonika viših molekulskih masa.

Dry (Lean) Gas - naziv je za "suv“ ili "mršavi“ PNG, koji se preteţno sastoji od metana i

ne sadrţi komercijalne količine ugljovodonika viših molekulskih masa.

40

Sweet Natural Gas - naziv je za PNG koji ne sadrţi jedinjenja sumpora.

Sour Natural Gas - naziv je za PNG koji sadrţi veće količine kiselih jedinjenja sumpora

ili ugljendioksida.

Liquefield Natural Gas (LNG)- naziv je za tečni PNG (tečni prirodni naftni gas - TPNG),

koji se posebnim postupkom (likvefakcijom) prevodi u tečno stanje. U novije vreme

TPNG se sve više transportuje specijalnim brodovima - tankerima.

Liquefield Petroleum Gas (LPG)- naziv je za tečni naftni gas -TNG. To je obično

mešavina propana i butana u tečnom stanju, moţe sadrţati i nešto propena i butena, ako

im se dodaju i olefini iz rafinerijskih procesa. Koristi se kao gorivo za domaćinstvo i u

industriji, a u novije vreme i kao gorivo za*pogon motora SUS.

Condensate - kondenzat - naziv je za laki prirodni gazolin koji se dobija iz tzv. gasno-

kondenzatnih leţišta. On sadrţi visok procenat pentana i viših ugljovodonika. Pošto kao

takav nije pogodan za proizvodnju motornih benzina, njime se obično obogaćuje sirova

nafta, koja se prodaje po višoj ceni.

5.3.3. Sastav i fizičko hemijska svojstva prirodnih gasova

5.3.3.1. Osobine prirodnih naftnih gasova

Glavni i najkorisniji konstituenti prirodnih naftnih gasova su parafinski ugljovodonici

(alkani) najniţih molekulskih masa. Sporedne komponente ili prateće primese, mogu biti

gasoviti neugljovodonici različitih struktura i osobina. Њihova masena zastupljenost

moţe da varira u dosta širokim granicama.

Prirodni gas - supstanca koja je pod normalnim uslovima su u gasovitom stanju i, u

zavisnosti od uslova, moţe biti u tri stanja: slobodnom, adsorbovanom i rastvorenom.

Ugljovodonični gas u uslovima gasnog sloja, u zavisnosti od svog sastava, pritiska i

temperature moţe biti u različitim agregatnim stanjima - gasnom, tečnom ili kao smeša

gas-tečnost. Slobodni gas se obično nalazi u podignutom delu formacije u gasnoj kapi.

Аko nema gasne kape u naftnom rezervoaru (sloju), (ovo je moguće sa visokim pritiskom

u naftnom sloju ili je stena sa specifičnom strukturom), gas je rastvoren u nafti.

Rastvaranjem gasa u nafti će se smanjiti pritisak koji se stvorio u naftnom polju, a ovaj

gas se naziva naftni, kaptaţni gas (associated gas) Nafta u uslovima naftno-gasnog sloja

sadrţi rastvoreni gas. Ukoliko je veći pritisak u formaciju, rastvorena je veća količina

gasa u nafti. Pritisak pri kojem je cela količina gasa rastvorena u nafti naziva se pritisak

zasićenja. On zavisi od sastava nafte i gasa i temperature u rezervoaru. Od pritiska

zasićenja zavisi gasni faktor - količinu gasa (m3) koji se nalazi u jednoj toni nafte (m3).

associated-dissolved gas –naftni (kaptaţni, kaptaţni naftni) gas, gas naftnih bušotina,

gas (naftni gas) na glavi zaštitne kolone, v. casinghead gas.

associated gas (ASGAS) –naftni (kaptaţni) gas, gas naftnih leţišta. Masni (mokri)

prirodni gas (wet gas) koji je u kontaktu s naftom u leţištu kada egzistira u slobodnom

stanju, u gasnoj kapi leţišta ili kao otopljen u slojnoj nafti pri početnom leţišnom

pritisku i temperaturi. Za razliku od suvog slobodnog (nekaptaţnog) prirodnog gasa u

gasnom leţištu (nonassociated gas). Proizvodi se zajedno s naftom (ako proizvodnja

41

naftnog gasa ne utiče, znatno, na iscrpak nafte, tada drţavna regulativna agencija moţe

da naftni gas klasifi cirati u slobodni (nekaptaţni).

Prema nekim definicijama, pojam se odnosi samo na plin u plinskoj kapi (ne i na plin

otopljen u nafti). Sinonimi: co-produced gas, co-produced natural gas; v. associated wet

gas, nonassociated gas.

5.3.3.2. Ugljovodonici u prirodnim naftnim gasovima

Glavnu masu PNG čine prvi članovi parafinskog ili metanovog niza- alkani. Dominantan

je metan (CH4), a u manjim i promenljivim količinama nalaze se etan (CH3CH3), propan

(CH3CH2CH3), n-butan (CH3CH2 CH2CH3) i iso-butan ((CH3)2 CHCH3). U znatno manjim

količinama, zavisno od tipa leţišta, i leţišnih uslova, mogu biti prisutni pentani, heksani

i ugljovodonici viših molekulskih masa (Tabele 1-3, 6).

5.3.3.3. Neugljovodonici u prirodnim naftnim gasovima

Neugljovodonici su nepoţeljni pratioci, primese ili kontaminanti PNG. To mogu biti

ugljendioksid (CO2) azot (N2), vodoniksulfid (H2S), merkaptani (RSH), vodena para, a

nekada helijum (He), neon (Ne) i argon (Ar), a nekada i živina para (Hg). Poreklo, vrsta i

udeo tih primesa u prirodnim naftnim gasovima zavise od vrste matičnih stena, od

različitih procesa koji su se milionima godina odvijali u litosferi, od migracija i od samih

leţišta iz kojih se dobijaju (Tabele 1-3, 5,6).

Prirodni gas dobijen iz gasa, kondenzata i tečne sirovine (nafte) sastoji se od

ugljovodonika (CH4 - C4H10 i viših), kao i od ne-ugljovodoničnih komponenata (H2S, N2,

CO, CO2, Ar, H2, He i dr.). Kvalitativni sastav gasova od naftne osnove uvek je isti, što

nije slučaj sa gasovima koji potiču iz vulkanskih erupcija.

Pod normalnim i standardnim uslovima u gasovitom stanju postoje samo S1–S4

ugljovodonici. S5 i viši ugljovodonici pod normalnim uslovima su u tečnom stanju.

Tabela 1 Hemijski sastav PNG iz različitih tipova leţišta (sadrţaj kompon. PNG je u %)

Izvor.Grupa autora: Prirodni plin, Zagreb, 1989.goriva naftnog porekla

Naziv gasa Gasna leţišta Gasno-kondenzatna

leţišta

Gasno-naftna

leţišta

Metan (CH4) 994,50 85,00 70,30

Etan (C2H6) 11,44 4,10 7,40

Propan (C3H8) 00,34 3,37 6,20

Butani (C4H10) 00,20 1,40 4,10

Pentani(C5H12) 0,14 0,80 3,20

Heksani (C6H14) 00,08 0,60 3,00

Heptani i viši (C7+) 00,40 3,40 2,00

Аzot (N2) 00,30 0,81 1,79

Ugljendioksid (CO2) 22,60 0,50 1,90

Vodoniksulfid (H2S) - 0,02 0,11

42

Sadrţaji neugljovodonika u PNG promenljivi su i kreću se od tragova do nekoliko

procenata. Od tih primesa zavisi komercijalna vrednost i leţišta i PNG, bilo da se PNG

koristi kao gorivo ili kao sirovina za petrohemijsku industriju.

Što je primesa u gasu manje, komercijalna vrednost leţišta i PNG veća je. Radi

poboljšanja toplotne, odnosno, ogrevne vrednosti PNG, neugljovodonici se njačešće

moraju odvajati posebnim tehnološkim postupcima.

5.3.3.4. Sastav prirodnih gasova iz ležišta u Svetu

Tabela 2. Hemijski sastav PNG iz gasnih i naftno-gasnih leţišta u svetu (Sadr. kompon.

PNG je u %

Izvor. Hobson, Modern Petrroleum Technology, 5th Ed. 1986 p. 702, Tab 1

5.3.3.5. Sastav prirodnih gasova iz ležišta u Rusiji

Gasovi proizvedeni iz čisto-gasnih polja sadrţe više od 95% metana (Tabela 2.1.).

Tablica 2.1: Hemijski sastav gasa dobijenih iz izolovanih gasnih polja, vol. %

Oblast CH4 C2H6 C3H8 C4H10 C5 N2 SO2 Rel. Gust.

Severo-

Stavropolьskoe 98,9 0,29 0,16 0,05 – 0,4 0,2 0,56

Urengoйskoe 98,84 0,1 0,03 0,02 0,01 1,7 0,3 0,56

Šatlыkskoe 95,58 1,99 0,35 0,1 0,05 0,78 1,15 0,58

Medveţьe 98,78 0,1 0,02 – – 1,0 0,1 0,56

Sadrţaj metana u gasovima iz gasno kondenzacionih polja kreće se u opsegu od 75 - 95%

(tabl. 2.2).

Tablica 2.2: Hemijski sastav gasa iz gasno-kondenzatnih polja, Gasno-kondenzatnih

ležišta vol. %

Oblast CH4 C2H6 C3H8 C4H10 C5 N2 SO2 Rel. Gust.

Vuktыlьskoe 74,80 7,70 3,90 1,80 6,40 4,30 0,10 0,882

Iz gasnih leţišta CH4 C2H6 C3H8 C4H10 C5 N2 CO2 H2S

Аustralija-А/. W. Shelf 85,30 5,80 2,00 0,80 1,90 1,00 3,2

Аlţir- Hassi-R'Mel 83,50 7,00 2,00 0,80 0,40 6,10 0,20

Novi Zeland-Kapuni 46,20 5,20 2.00 0,60 0,10 1,00 44,90

Severno more-West Sole 94,30 3,10 0,50 0,20 0,20 1,20 0,50

Iz naftno-gasnih leţišta

Аbu Dhabi-Zakum 72,00 13,90 6,50 2,60 1,40 0,70 2,30 0,6

Severno more-Forties 46,50 13,20 19,80 10,60 8,00 1,20 0,70

43

Orenburgskoe 84,00 5,00 1,60 0,70 1,80 3,5 0,5 0,680

Яmburgskoe 89,67 4,39 1,64 0,74 2,36 0,26 0,94 0,713

Urengoйskoe 88,28 5,29 2,42 1,00 2,52 0,48 0,01 0,707

Gasovi proizvedeni zajedno sa naftom (associated gas) su mešavina metana, etana,

propan-butan frakcije (TNG) i prirodnog benzina (natural gasoline). Sadrţaj metana

varira od 35 - 85%, sadrţaj teških ugljovodonika u gasu će varirati u rasponu od 20-40%,

nekada i do 60% (vidi tabelu 2.3.).

Tablica 2.2: Hemijski sastav mokrog gasa iz naftno-gasnih polja Gasno-naftna ležišta

(associated gas), vol. %

Oblast CH4 C2H6 C3H8 C4H10 C5 N2 SO2 Relativna

gustina

Bavlinskoe 35,0 20,7 19,9 9,8 5,8 8,4 0,4 1,181

Romaškinskoe 3838 19,1 17,8 8,0 6,8 8,0 1,5 1,125

Samotlorskoe 53,4 7,2 15,1 8,3 6,3 9,6 0,1 1,010

Uzenьskoe 50,2 20,2 16,8 7,7 3,0 2,3 – 1,010

5.3.3.6. Sastav prirodnih gasova iz ležišta u Vojvodini

Tabela 3.. Hemijski sastav PNG iz nekih leţišta u Vojvodini (Sadrţaj komponenata PNG

je u %)

Izvor: Аksin, V., Geologija nafte, Novi Sad, 1967. str. 49

Karakterizacija teških nafti data je količinom suvih naftnih gasova, koji se izdvajaju, a u

svom sastavu imaju dominantnu količinu metana. Koeficient suvoće (k dry)

proporcionalan je sadrţaju metana.

Pod teţim ugljovodonicima se podrazumevaju ugljovodonici od etana (S2N6) i viši.

Karakterizacija lakih nafti vrši se izdvojenom količinom masnih-vlaţnih gasova.

Koeficient vlaţnosti (k wet)proporcionalan je sadrţaju teţih ugljovodonika.

Vojvodina CH4 C2H6 C3H8 C4H10 C5 N2 CO2

Velika Greda 91-98 0,6-2,5 0,3-1,1 0,5 0,2 1,0-4,5 -

Jermenovci (ka) 90-95 2,3-6,4 0,9-1,1 1,5-1,8 0,5 -

Elemir (kapt.) 57-79 8,0-14,0 6,0-12,0 3-7 1,5-3,0 1,9-2,0 4,5

Kikinda F (ka) 72-86 5,0-8,0 4,0-7,0 2,5-5,5 1,2-2,0 1,3-4,0 0,6-1

Kikinda 75- 89 4,5- 8,0 1,5-5,0 1,0-2,5 0,4-1,0 2,0-6,0 0,5-2,2

Kik. Varoš (k) 70,3 14,5 6,5 4,3 1,6 2,8 -

Mokrin 79-89 5,0-8,0 1,2-4,0 1,0-2,0 0,4-1,0 3,0-5,0 0,2-0,8

Plandište 80-86 1,4-4,0 - - - 12-16 -

44

5.3.4. Fizičko-hemijske karakteristike ugljovodoničnih gasova

Naftni gas u normalnim uslovima čini smeša nepolarnih ugljovodoničnih jedinjenja.

Glavnu masu PNG čine prvi članovi parafinskog ili metanovog niza- alkani. Dominantan

je metan (CH4), a u manjim i promenljivim količinama nalaze se etan (CH3CH3), propan

(CH3CH2CH3), n-butan (CH3CH2 CH2CH3) i iso-butan ((CH3)2 CHCH3). U znatno manjim

količinama, zavisno od tipa leţišta, i leţišnih uslova, mogu biti prisutni pentani, heksani

i ugljovodonici viših molekulskih masa (Tabela 6).

Sa tačke gledišta fizike mogu primeniti na naftne gasove zakoni koji vaţe za idealne

gasove, a sa tačke gledišta matematike – kod smeša gasova se moţe uzeti da je to

aditivni sistem. Dakle, da procenu osobina gasne smeše (u normalnim ili standardnim

uslovima) kod kalkulacije fizičko-hemijskih i tehnoloških parametara kalkulacija moţe

se koristiti aditivna metoda (Psmeše, parametri smeše):

∑

Gde je gi – teţinski udeo; Ni – molski udeo; Vi – zapreminski udeo;

Pi - i-ti parametar ugljovodoničnih ili ne-ugljovodoničnih komponenti.

Na primer, gustina gasne smeše, moţe se izračunati sledećim izrazom:

∑

Gustina gasa moţe se kalkulisati odnosom molekulska mase gasa (Mi) i molarne

zapremine(Vm). Za normalne uslove (STP) će biti:

Naftni gas sadrţi smešu ugljovodonika, tako da za evaluaciju njegovih fizičko-hemijskih

karakteristika po formuli (2.3) neophodno je poznavati sastav smeše.

Za određivanje mnogih fizičkih karakteristika prirodnog gasa koristi se jednačina

idealnog gasnog stanja.

Jednačinom stanja naziva se analitički odnos između parametara koji opisuju promenu u

stanju materije. Kao parametri koji opisuju stanje materije koristi se pritisak,

temperaturu, volumen. Stanje gasa pod normalnim standardnim uslovima opisuje se

Mendeleev-Clapeyron jednačinom stanja:

gde je P - apsolutni pritisak, Pa;

V - zapremina m3; Q - količina supstance, kmol; T - apsolutna temperatura, K; R -

univerzalna gasna konstanta, Pa × m3 / (kmol × stepeni).

Na osnovu jednačine gasnog stanja gasa mogu se izračunati mnogi parametri kao što su:

45

gustina gasa, molarna zapremina, količina i broj molekula, parcijalni pritisak i dr., Аko

se jednačina gasnog stanja odnosi na 1 mol, to jest, Q = ∑Ni i PV = ∑NiRT.

Ova jednačina ima svoje granične uslove. Vaţi za idealne gasove pod normalnim,

atmosferskim pritiskom (1 atm), i bliskim pritiscima (maksimalno 10-12 atm).

Pri višim pritiscima gas je komprimovan. Zbog orijentacije C-H dolazi do preraspodela

gustine elektrona, a molekuli gasa se međusobno privlače (fizički interakcije).

Na račun ove interakcije u jednačini (2.18) se uvodi overcompressibility faktor z, koji je

predloţio holandski fizičar Van der Waals, pa se taj faktor i naziva Van der Waalsova

sila. Uvođenjem ovog faktora, uzima se u obzir koliko stvarni gas odstupa od idealnog

stanja:

gde je Q - količina supstance, kmol; z – koeficient kompresibilnosti;

Fizički smisao koeficijenta kompresibilnosti je da se njegovim uvođenjem proširi opseg

tačnosti; tj. granični uslovi jednačine Mendeleev-Clapeyron za visoke pritiske.

Kritična temperatura je temperatura iznad koje ne postoji razlika između tečne i

gasovite faze. Pri toj temperaturi nastaje superkritični fluid. Iznad kritične

temperature povećavanjem pritiska ne moţe se dobiti tečna faza. Kritični pritisak je

pritisak pare na kritičnoj temperaturi. Na faznom dijagramu se kritični pritisak i

temperatura obiljeţavaju kao kritična tačka.

Faktor z zavisi od pritiska i temperature (kao što je predviđeno, kritičnog pritiska i

temperature), prirode gasa.

U praksi se definiše kritični pritisak – kao pritisak pri kojem ugljovodonični gas

prelazi u tečno stanje.

Kritična temperatura - temperatura na kojoj ugljovodonična tečnost prelazi u gasovito

stanje.

46

Navedeni parametri pojedinačnih komponenti su bezdimenzione veličine, koje pokazuje

koliko puta stvarni parametri stanja gasa odstupaju od kritičnih:

∑

∑

( )

Postoje grafikoni i empirijske formule za procenu koeficijent zavisnosti koeficienta

kompresibilnosti od tih pritisaka i redukovanih temperatura.

Znajući koeficient kompresibilnosti, moţete se izračunati količina gasa u uslovima

gasnog sloja pomoću Boylya-Marïott-ovog zakona:

Odnos između zapremine gasa u uslovima gasnog sloja ( ) i zapremine gasa u

normalnim uslovima (Vo) naziva se zapreminski koeficient (b) gasa. Zapreminski

koeficijent gasa koji se koristi da bi se izvršilo preračunavanje zapremine gasa pod

normalnim uslovima, ako je poznata zapremina gasa u uslovima rezervoara, i obrnuto

(na primer, prilikom obračuna rezervi gasa):

Viskoznost je otpor protoku fluida koji nastaje kao rezultat prenosa momenta količine

kretanja normalno na pravac protoka a zbog gradijenta brzine.

Viskoznost je vrsta unutrašnjeg trenja odnosno otpor kojim se slojevi fluida (gasovi i

tečnosti) suprotstavljaju kretanju jednih u odnosu na druge i analogna je trenju kod

čvrstih tela.

Razlikuje se dinamička viskoznost () i kinematska viskoznost (). Kinematska

viskoznost se odigrava pod uticajem gravitacije. Viskoznost ugljovodoničnog gasa pod

normalnim uslovima je niska i ne prelazi 0.01 cP (centipoaza). Ne-ugljovodonične

komponente prirodnog gasa: helijuma, azota, ugljen-dioksid, vodonik-sulfida, vazduh su

viskoznije. Indeks viskoznosti za njih varira od 0,01 do 0,025 cP (centipoaza).

Dinamička viskoznost zavisi od srednjeg slobodnog putu molekula gasa i prosečne brzine

molekula gasa:

gde - gustina gasa;

- Srednja slobodni put molekula;

- Prosečna brzina molekula.

47

Sa povećanjem temperature povećava se srednji slobodni put molekula i prosečna brzina

molekula, a samim tim se povećava viskozitet gasa i pored smanjenja gustine.

Povećanje pritiska od 1 do 10 atm ne utiče na viskoznost gasa, jer se smanjenje prosečne

duţine putanja molekula i prosečna brzina molekula kompenzuje povećanjem gustine.

Međutim, ova zakonomernost sa na pritiscima iznad 30 bar (više od 3 MPa) menja. Gas se

pribliţava kritičnom regionu pritiska i prelazi u tečno stanje. Viskozitet tečnih sistema

opisuje Њutnov zakon, koji se odlikuje svojim sopstvenim zakonomernostima.

5.3.5. Rastvorljivost gasa u nafti i vodi

Od količine rastvorenog gasa u slojnoj nafti (reservoir oil) zavise sve najvaţnije

karakteristike: viskoznost, stišljivost, termičkog širenja, gustina i drugih.

Distribucija komponenti gasa između tečnih i gasovitih faza je određena zakonima

rastvorljivosti.

Henrijev zakon-definicija: Količina gasa koja se rastvara u nekoj tečnosti je direktno

proporcionalna parcijalnom pritisku tog gasa, na zadatoj temperaturi. Drugim rečima, sa

povećanjem pritiska povećava se i mogućnost tečnosti da rastvori neki gas, dok se sa

povećanjem temperature taj kapacitet smanjuje.

Karakteristike gasa rastvorenog u nafti i vodi vaţne su u svim fazama razrade leţišta

nafte, kao i u procesima pripreme i transporta.

Rastvaranje idealnog gasa na niskim pritiscima i temperaturama opisane su Henri-

jevim zakonom:

gde jeVl – zapremina tečnog rastvarača; – koeficient rastvorimosti gaza; Vg –

zapremina gasa, rastvorenog na datoj temperaturi; R – pritisak gasa iznad površine

tečnosti; K – Henrijeva konstanta Genri (K=f()).

Koeficient rastvorljivosti gasa () pokazuje, koja količina (zapremina) gasa ( ) je

rastvorena po jedinici zapremina tečnosti ( ) u datom pritisku:

Koeficient rastvorljivosti zavisi od prirode gasa i tečnosti, pritiska i temperature.

Priroda vode i ugljovodonika je različita. Ugljovodonična komponenta gasa rastvara se

dobro u ugljovodonika sistemima, nafti, a u vodi loše. Neugljovodonične komponente

naftnih gasova, kao što su SO, SO2, N2S, N2 rastvaraju se bolje u vodi. Na primer, slojna

voda vrlo je gazirana, ona sadrţi oko 5 m3 gasa SO i SO2 na 1 tonu vode.

Rastvorljivost ugljovodonika u nafti pokorava se Henrijevom zakonu. Pošto pritisak

povećava rastvorljivost ugljovodonika gasa, a sa porastom temperature - pada,

ugljovodonični gas je manje rastvorljiv u nafti sa porastom temperature.

Različite komponente gas imati različite sposobnost da se rastvoraju u tečnosti, i sa

povećanjem molekulske mase povećava se koeficient rastvorljivosti gasa u naft. Stepen

48

rastvaranja ugljovodoničnog gasa ne zavisi molekulske mase rastvarača, nego samo od

njegove prirode.

Rastvorljivost ugljovodonika u vodi ne podleţe Henrijevom zakonu. Koeficijent

rastvorljivost naftnih gasova u vode varira u širokim granicama, i dostiţe vrednost od 4 -

5 10-5 m3/(m3 Ra). Rastvorljivost nekog gasa zavisi i od saliniteta, temperature i pritiska.

Sa povećanjem saliniteta rastvorljivosti ugljovodonika u vodi se smanjuje. Sa porastom

temperature rastvorljivosti ugljovodonika u vodu prvo opada, a onda se povećava, i

prolazi kroz maksimum. Osim toga, minimalna rastvorljivost temperatura gasova se

povećava sa porastom veličine gasnih molekula.

Količina gasa koji se oslobađa iz nafte ne zavisi samo od sadrţaja gasa u nafti, nego i od

sposobnosti degazacije. Razlikuje se degazacija, kod koje gas koji je izdvojen ostaje u

kontaktu sa naftom i degazacija kod koje se degasiran gas kontinualno uklanja iz

sistema (diferencijalno degaziranje).

Striktno poštovanje uslova diferencijalnog degaziranja, sa kontinualnim odvođenjem

gasa, u laboratoriji je teško, tako da se zamenjuje „stepenastom― degazaciom, u kojoj se

diferencijalna degazacija simulira degazacijom u više koraka.

U procesu proizvodnje nafte postoje u oba načina degazacije. U početnim fazama

smanjenja pritiska dolazi smanjenja pritiska zasićenja, pa čak i kada gas miruje u

odnosu na naftu, postoji kontaktna degazacija. U narednom periodu eksploatacije gasa iz

nafte, gas brzo izlazi sa dna bušotine i moţe govoriti o diferencijalne oslobođenje

Koeficijent degazacije se definiše kao količina gasa oslobođenog po jedinici zapremine

jedinice nafte sniţenjem pritiska za jedinicu mere. Koeficient degazacije je niţi u

postupku kontaktne degazacije u odnosu na diferencijalnu degazaciju (sa odvođenjem

gasa).

Pri kretanju gasa kroz formacije stena dešava se takozvani „efekat leptira― - pad u

pritiska gasne struje dok se kreće kroz suţenja u kanalima u stenama. Pri ovom

strujanju dolazi i do promene temperature. Intenzitet promena temperature sa

promenom pritiska karakteriše se Joule-Thomson koeficijentom:

gde je T – promena temperature, :

– koeficient Joule-Thomson (zavisi od prirode gasa, pritiska, temperature);

R – promena pritiska.

Sniţavanje temperature u gasnom toku gasa u naftnom sloju je malo, čak i u slučaju da

je visok diferencijalni pritisak. U uslovima leţišta, uglavnom se kretanje gasa odvija pod

izotermskim uslovima. Bliţe dnu, posebno u zoni opreme na dnu bušotine (the down-hole

fittings), „gušenje― gasom moţe dovesti do značajnog smanjenja temperature, što je od

velikog značaja u eksploataciji naftnih polja sa visokim sadrţajem parafina.

5.3.6. Pritisak zasićenje naftnog gasa

Pritisak pri kojoj su sva gasa rastvori u tečnosti (tj prelazi u tečno stanje) se zove

zasićenja pritiska.

49

Аko je pritisak naftnog sloja manji od pritiska zasićenja, deo gasa je u slobodnom stanju,

i stvara "gasnu kapu". Аko je u gasnom sloju veći od pritiska zasićenja pritiska, kaţe se

da je nafta "pod zasićena, undersaturated" gasom i sav gas je rastvoren u nafti. Pritisak

zasićenja moţe da korespondira sa pritiskom sloja, pa je nafta je potpuno zasićena

gasom.

Pritisak zasićenja slojne nafte je maksimalni pritisak gasa na kojima počinje da se

izdvaja iz nafte pri izotermskoj ekspanziji na ravnoteţnim termodinamičkim uslovima.

Pritisak zasićenja zavisi od zapreminskog odnosa nafte i rastvorenog gasa, sastava i

temperature formacije. Sa povećanjem molekulsku teţinu nafte (gustine), ovaj

parametar se povećava.

Sa porastom količine gasnih komponenti, gas se relativno slabo rastvora u nafti i

pritisak zasićenja se povećava. Posebno visok pritisak zasićenja imaju nafte, u kojima je

rastvorena značajna količina azota. Sa sniţavanjem temperature pritisak zasićenja se

moţe znatno povećati.

5.3.7. Hemijski sastav PNG iz gasno-kondenzatnih ležišta

Posle odvajanja PNG od kondenzata, hemijski sastav sličan je gasu iz čisto gasnih

leţišta; razlika je samo u masenoj zastupljenosti pojedinih gasovitih ugljovodonika.

Sadrţaj metana je redovno niţi, a sadrţaji etana, propana i drugih ugljovodnika je viši.

Hemijski sastav kondenzata menja se i zavisi od reţima eksploatacije leţišta. Pri

stalnom pritisku sastav kondenzata je konstantan. Sa padom pritiska sastav kondenzata

se menja. Kod nekih stabilizovanih kondenzata sadrţaj parafinskih ugljovodonika kretao

se u granicama 30-70%, naftenskih 30-50%, a aromatičnih 5-30%.

5.3.8. Hemijski sastav kaptažnih naftnih gasova

Pod pojmom prateći ili kaptaţni naftni gas podrazumeva se samo onaj deo gasa u gasno-

naftnom ili naftnom leţištu koji je rastvoren u nafti i koji se iz nje mora izdvojiti

posebnim tretmanom po izlasku iz bušotine. Na taj način se nestabilna nafta stabilizuje i

priprema za bezbedniji transport.

Gasovi oslobođeni iz nafte ne razlikuju se od prirodnih po vrsti prisutnih ugljovodnika,

već samo po njihovom sadrţaju. Sadrţaj metana u kaptaţnim gasovima moţe da se kreće

u granicama od 30 do 60%, ređe iznad toga, ali su znatno viši sadrţaji: etana 5-14%,

propana 3 - 18%, butana 2-8%, a viših ugljovodonika moţe biti u granicama 1 - 6%. Zbog

toga se kaptaţni gasovi svrstavaju u grupu bogatih ili masnih.

Za razliku od većine PNG, u kojima sadrţaj benzinskih para moţe biti u granicama 50-

100 g/m3 gasa, u kaptaţnim se moţe naći i preko 750 g/m3.

Istraţivanjima je utvrđeno da hemijski sastav kaptaţnih gasova zavisi od starosti i

sastava kolektorskih stena ali i od dubine naftnog leţišta. Iz gornjih horizonata npr.

dobijaju se siromašniji gasovi, a iz dubljih leţišta gasovi su bogatiji višim

ugljovodonicima. Međutim, zanimljivo je i teško objašnjivo to što ovi gasovi sadrţe veće

količine CO2 i N2.

50

5.3.9. Poreklo i osobine neugljovodonika u PNG

Ugljendioksid je skoro u svim leţištima redovni pratilac PNG. Postao je tokom

preobraţaja primarnog organskog materijala od kojeg su postali i ugljovodonici.

Sadrţaj ugljendioksida u prirodno naftnom gasu niţi je nego što bi se moglo očekivati ako

bi se sudilo po mehanizmima hemijskih promena koje su se dešavale na biljnim i

ţivotinjskim ostacima.

Međutim, treba imati u vidu da je ugljendioksid hemijski aktivan, da se rastvara u

leţišnim vodama i da gradi rastvorne bikarbonate.

Smatra se da se njegov sadrţaj u prirodnim gasovima, zbog hemijske aktivnosti, kreće

najčešće oko 2,5%. Međutim, u nekim leţištima PNG nađeno je 10-15%, pa i znatno više

ugljendioksida.

Visok sadrţaj ugljendioksida umanjuje toplotnu i komercijalnu vrednost PNG pa se često

mora odvajati. Međutim, postoje leţišta i kod nas i u svetu u kojima se nalazi preko 80%

ugljendioksida. U takvim slučajevima eksploatacija leţišta vrši se baš zbog njega, a

koristi se za gaziranje pića i u drugim granama industrije.

Treba istaći da ugljendioksid u prisustvu vode i u uslovima visokih pritisaka i

temperatura, izaziva intenzivnu koroziju na opremi. To je tzv. rupičasta ili tačkasta

korozija, koja je naročito intenzivna na temperaturama iznad 65°C.

Voda. U prirodnim gasovima voda se pojavljuje kao kondenzat vodene pare koja potiče iz

leţišne vode. Sa tom vodom ugljendioksid gradi ugljenu kiselinu, koja stupa u hemijske

reakcije sa gvoţđem kako sledi:

CO2 + H2O ↔ H2CO3

Fe + H2CO3 ↔ FeCO3 + H2

Pri velikim brzinama protoka gasa kroz cevi, posebno ako je i pritisak visok,

ugljendioksid dejstvuje razornije nego u miru jer se kombinuju erozija i korozija.

Intenzivna korozija javlja se pri brzinama proticanja od 10 do 15 m/s i pri parcijalnom

pritisku iznad 0,2 MPa.

Ugljena kiselina moţe reagovati i sa zemnoalkalnim hloridima koji se redovno nalaze u

leţišnim vodama. U tom slučaju sniţava se pH, a oslobađa se hemijski veoma aktivan i

korozivan hlorovodnik čiji su negativni efekti prikazani sledećim reakcijama:

CaCl2 + H2CO3 ↔ CaCO3 + 2HCl

2HCl + Fe ↔ FeCl2 + H2

FeCl2 + H2CO3 ↔ FeCO3 + 2HCl

Vodoniksulfid. lako je u nekim prirodnim naftnim gasovima nađeno i više od 2,5% H2S,

on ne spada u njihove redovne pratioce. Њegovo prisustvo u PNG dovodi se u vezu sa

nekim stenama. Primećeno je da vodoniksulfid sadrţe gasovi koji su bili u kontaktu sa

sulfatnim stenama (gipsom) ili sa sulfidima kao što je npr. pirit i njemu slični.

51

Kiselim i korozivnim smatra se PNG koji sadrţi vodoniksulfid iznad 0,01%. Međutim,

postoje nalazišta PNG sa sadrţajem H2S i oko 45%. Razume se, takav gas se koristi za

proizvodnju elementarnog sumpora, vaţne sirovine za hemijsku industriju.

Prema vaţećim standardima vodoniksulfid se mora odstraniti iz PNG pre njegove

upotrebe. Neprijatanog je mirisa (miriše na pokvarena jaja)#$3 izaziva koroziju na

opremi i veoma je toksičan - spada u grupu akumulativnih otrova.

Treba reći da se CO2 i H2S često mogu naći u litosferi kao metamorfni ili magmatski

gasovi. Neki autori misle da su ti gasovi mogli postati i u toku vulkanskih aktivnosti ili u

reakcijama između sulfata i niţih ugljovdonika prema sledećim rekacijama:

COSO4 + CH4 → CaS + CO2 + 2H2O

CaS + H2O + CO2 → CaCO3 + H2S

Osim toga smatra se da CO2 i H2S mogu postati i dejstvom anaerobnih bakterija na

ugljovodonike C1 do C5 u vodom zasićenim anhidritnim stenama.

Vodoniksulfid izaziva tri tipa korozije na opremi:

1. kiselu ili sulfidnu u prisustvu vode,

2. vodonikovu krtost,

3. naponsku koroziju.

Kisela ili sulfidna korozija ima za posledicu stvaranje sulfida gvoţđa. Idealni uslovi za

sulfidnu koroziju su kada je pH rastvora ispod 6.0. Аko je pH u intervalu od 6.0 do 9,5

oštećenja na opremi retko se dešavaju, a u slučajevima kada je pH iznad 9,5 korozija nije

zapaţena. Na temperaturama iznad 80°C proces sulfidne korozije je znatno manjeg

intenziteta.

Vodonikova krtost. U reakciji H2S sa gvoţđem oslobađa se vodonik koji se dalje ugrađuje

u strukturu metala, gradeći hidride, koji metale čine krtim. Ova vrsta korozije skraćuje

vek opreme i predstavlja potencijalnu opasnost za korisnike. Treba naglasiti da se sa

povećanjem temperature ova vrsta korozije smanjuje. Utvrđeno je da se nakon svakog

povećanja temperature za 100°C, pokretljivost vodonika udvostručava ali da se

istovremno povećava i njegova difuzija i koncentracija u metalu. Međutim, povećanje

pokretljivosti vodonika ima za posledicu ubrzan izlazak iz metala. Povećanom difuzijom i

promenom dinamičke ravnoteţe objašnjava se manje korozivno / razorno dejstvo

vodonika na povišenim temperaturama.

Neki autori tvrde da na temperaturama iznad 150°C nije zabeleţano oštećenje metala

prodorom vodonika u njihovu strukturu. Ipak, treba imati u vidu da na temperaturama

iznad 220°C vodonik moţe stupati u reakciju sa karbidom gvoţđa pri čemu postaje

metan. To je proces dekarbonizacije. Posledica toga je smanjenje čvrstoće čelika, a

stvaranjem i oslobađanjem metana nastaju pukotine u njemu.

Naponska korozija dosta je sloţena i nepoptuno proučena. Utvrđeno je samo da stepen

korozije zavisi od parcijalnog pritiska vodoniksulfida i od temeprature.

Merkaptani. U PNG se najčešće sreću kao alifatični tioli normalne i razgranate

strukture, a znatno ređe kao ciklična jedinjenja. I jedne i druge karakteriše neprijatan

miris koji se oseća i u veoma malim koncentracijama.

52

Etilmerkaptan (CH3CH2SH) oseća se već u koncentracijama od 0,03 - 0,07 ppm. Zbog

toga se moraju odstranjivati iz PNG posebnim tehnološkim postupcima.

Živa Ne nalzi se često u PNG. Prvi put je nađana u vulkanskom gasu sa Kamčatke

(0,075 mg/m3). Početkom sedamdesetih godina otkrivena je u prirodnim gasovima iz

provincije Groningen (Groningen) u Holandiji (1,18 mg/m3), zatim iz područja Salzwedel-

Peckenzen u bivšoj Istočnoj Nemačkoj (2 mg/m3). U periodu 1973-75. god. ţiva je nađena

i u gasovima na širem području Poznanja u Poljskoj (0,2 -2.0 mg/m3), 1983.godine u gasu

iz Podravine gde se u toku petogodišnjeg praćenja sadrţaji ţive kretao od 0,55 do 0,80

mg/m3.

Аzot. Čest je pratilac prirodnih naftnih gasova u leţištima. Sadrţaj takođe moţe da

varira u širim granicama, od 0 do 12%. Smatra se da je postao raspadom belančevina iz

biljnih i ţivotinjskih ostataka što je verovatnije i prlhvatljivije, nego da je u leţište na

neki način dospeo vazduh.

Plemeniti gasovi. Sadrţaii helijuma, argona i neona u PNG mogu da se kreću od 0,005

do 0,1%, ali je nađeno i oko 1,2% helijuma. Takvi prirodni gasovi mogu biti posebno

interesantni i za komercijalnu proizvodnju, budući da se koriste u tehnici.

Količina pojedinih nečistoća, data je kao standard, u zavisnosti od namene PNG-a. Iz

tablice 4, vidi se da tačka rose i količina ugljen dioksida mnogo više u slučaju da se gas

koristi za petrohemiju.

Tabela 4 .Maksimalno dopuštene primese u PNG zavise od namene

Za široku potrošnju Za proizvodnju

petrohemikalija

Ugljendioksid , ppm 1 -3 50- 100

Vodoniksulfid, ppm 3 3

Ţiva, mikrograma / m3 10 10

Tačka rose vode °C -15 do -25 -70

Tačka rose ugljovodonika °C -2 -2

Izvor. Grupa autora, Prirodniplin, INА Naftaplin, Zagreb 1987.

5.3.10. Fizičke osobine prirodnih naftnih gasova

Gustina naftnih gasova definiše se kao broj kilograma gasa u m3 ili grama u litru,

merena na 15°C i pritisku od 1 bara (neki računaju sa 1,01325 bara).

Relativna gustina naftnih gaoova definiše se kao odnos maoa jednakih zapremina

gasa i vazduha pod normalnim uslovima (temepratura 15°S, pritisak 1 bar), pri čemu se

gustina vazduha uzima za jedinicu (1,00). Relativna gustina gasova iz gasnih leţišta

kreće se u granicama 0,560 do 0,650, a relativna gustina pratećih (kaptaţnih) naftnih

gasova moţe biti i veća od jedinice.

Toplota saporevanja naftnih gasova iz gasnih leţišta moţe da se kreće u granicama

31 - 44 MJ/m3 (7.400 - 10.500 kcal/m3), a ogrevna vrednost kaptaţnih gasova znatno je

viša i kreće se u granicama 46-50 MJ/kg, odnosno, 11.000 - 12.000 kcal/m3.

53

Obično se traţi da gasovi, koji se koriste kao gorivo, imaju ogrevnu vrednost u granicama

33,5 - 46 MJ/m3 (8.000 - 11.000 kcal/m3) i što manji sdrţaj nepoţeljnih primesa.-

neugljovodonika.

U Tаbeli 5, navedene su najvaţnije osobine mogućih konstituenata različitih tipova

naftnih gasova (ugljovodonika i neugljovodonika), koje ukazuju i na različite osobine

njihovih mešavina, zavisno od masene zastupljenosti svake od komponenata.

Tabela 5 Osobine pojedinih konstituenata PNG

*1bar = 100KPa = 0,1 MPa; broj bara x 0,1 = MPa; (46,04 bara = 4,604 MPa). 0°C = 273,15 K;

20°C +273,15 = 293,15 K . Izvor: Grupa autora, Prirodniplin, INА- Naftaplin, Zagreb, 1989.

Hobson, Modern Petroleum Technology, 5th Ed. 1986 s. 705.

U Tabeli 6. pokazano je da prirodni naftni gasovi iz različitih leţišta imaju različite

ogrevne vrednosti.To zavisi od sadrţaja pojedinih ugljovodonika u njima, odnosno od

porekla, geneze, migracije, od tipa i karakteristika leţišta u kojima se gasovi nalaze. U

Tabela 6.Toplotne - ogrevne vrednosti PNG iz različitih zemalja (Ogrev.vr. PNG

iskazane su u MJ/ Sm3

Izvor: Grupa autora - Prirodniplin, INА Naftaplin, Zagreb, 1989.

Vlažnost prirodnih naftnih gasova. Redovni je pratilac prirodnih naftnih gasova.Za

karakterizaciju gasova po vlaţnosti koriste se pojmovi: - apsolutna i relativna vlažnost.

Formula Mol. masa T.ključ.t°C Gustina Rel. gustina MJ/m3 Kritične

t °C P (bar)*

CH4 16,043 -161,50 0,6785 0,5537 37,71 -82,6 46,04

C2H6 30,070 -88,60 1,2718 1,0378 66,35 32,3 48,80

C3H8 44,097 -42,10 1,8650 1,5219 93,94 96,7 42,50

n-C4 58,121 -0,48 2,4583 2,0059 121,80 152,0 37,97

i -C4 58,121 -11,73 2,4583 2,0059 121,44 135,0 36,48

n-C5 72,151 36,04 3,0515 2,4900 149,66 196,5 33,69

i- C5 72,151 27,87 3,0315 2,4900 149,36 187,2 33,81

neo C5 > 72,151 9,48 3,0515 2,4900 148,74 160,6 31,99

n-C6 86,178 68,74 3,6448 2,9741 107,55 234,2 29,70

n-C7 100,206 98,43 4,2382 3,4584 205,43 267,0 27,36

n-C8 114,233 125,68 4,8312 3,9422 233,29 296,6 24,87

n-C9 128,260 150,82 5,4145 3,4264 261,18 321,4 23,10

n-C10 142,287 174,15 6,0179 4,9106 289,06 344,3 20,99

CO 44,010 -78,50 1,8613 1,5188 - 31,0 73,80

He 4,003 -268,96 0,1693 0,1381 - -267,96 2,27

H2 2,016 -252,80 0,0853 0,0696 12,10 -240,20 12,93

H2S 34,080 -60,30 1,4414 1,1762 23,79 100,00 89,40

N2 28,013 -195,80 1,1848 0,9668 - 147,00 33,90

Аlţir 39,5 Аustralija 35-42 Аustrija 36,2

Danska 39-43 Francuska 34,8 Indonezija 37,0

Iran 39,4 Italija 38,0 Jugoslavija 34,9

Kina 38,9 Mađarska 33,1 Malezija 40,0

Meksiko 35-44 Holandija 31,7 Norveška 40,2

Nemačka 34,1 Rumunija 39,9 SАD 35,1-38,3

Rusija 34,6

54

Аpsolutna vlažnost (često se koristi samo izraz vlažnost), definiše se kao broj kilograma

vodene pare koja se nalazi u 1m3 vlaţnog gasa.

Relativna vlažnost definiše se kao odnos stvarne mase vodene pare koja se nalazi u 1 m3

vlaţnoga gasa na određenoj temperaturi i pritisku i maksimalno moguće mase vodene

pare u istoj zapremini gasa pod istim uslovima. Relativna vlaţnost (Rv) određuje se i kao

odnos parcijalnog pritiska prisutne vodene pare u gasu (Ppvp) i parcijalnog pritiska

zasićene vodene pare (Ppzvp) u istom gasu na istoj temperaturi:

Rv = Ppvp / Ppzvp

Tačka rose takođe je vaţna karakteritika PNG. To je temperatura do koje vlaţni gas, sa

konstantnim sadrţajem vlage, treba ohladiti da postane zasićen vodenom parom.

Pri normalnim uslovima vlaţnost ugljovodoničnih gasova moţe biti viša od vlaţnosti

vazduha. Sa povišenjem temperature ta razlika se smanjuje.

Vlaţnost naftnih gasova zavisi od ugljovodoničnog sastava - opada sa porastom sadrţaja

ugljovodonika C2 i viših. Аko su u gasu prisutni CO2 i H2S, vlaţnost obično raste, a ako je

prisutan azot ona opada.

5.3.11. Kretanje rezervi PNG u svetu

Na Svetskom savetovanju o energetici koje je odrţano 1986. god., saopšteno je da se

iskoristive i potencijalne rezerve prirodnog naftnog gasa kreću na nivou 270 x1012 m3, a

prema nekim procenama, potencijalne rezerve su i 3,5 puta veće. Kasnija istraţivanja su

nešto od toga i potvrdila.

5.3.11.1. Lokacije super gigantskih gasnih polia

Rezerve supеr gigantskih gasnih polja iskazane u hiljadama giga m3 (u hiljadama

miljijardi kubnih metara, odnosno, u Tera m3.

Kakve su bile prvobitno utvrđene rezerve PNG u pojedinim drţavama i regionima u

svetu, koliko je iskorišćeno do 1998. godine, koliko je od utvrđenih preostalo i koje su

verovatno moguće, dato je u Tabeli 7

Tabela 7: Prvobitne, iskorišćenje, preostale i verovatne rezerve PNG 1998. godine po

drţavama i regionima, iskazane u 109 m3 (Giga m3)

Region / drţava Ukupne rez. dar

priorode

Do sada

potrošeno

Utvrđene

rezerve

Verovatne

moguće

Rusija / Ukraina 100.600 8.600 47.000 45.000

Srednji Istok 77.900 2.100 44.300 31.500

SАD 38.200 22.400 4.600 11.200

Аzija bez Kine 23.700 2.000 8.300 13.400

Аfrika -cela 23.100 1.100 9.600 12.400

Transkavkazija i

Centralna Аzija 20.200 2.900 10.700 6.600

Zapadna Evropa 15.300 4.100 5.400 5.800

Kanada 15.600 2.600 2.700 10.300

Juţna Аmerika 13.200 1.800 5.500 5.900

55

Izvor: Oil & Gas J., U.S Geological Survey - Encyclopedia Britanica '99

U SSSR-u bilo je nekoliko gigantskih gasnih polja; rezerve nekih od njih bile su veće od 3

x1012 m3 ( 3 Tera m3- 3000 milijardi m3)

U Аlžiru - (Hassi R’Mel), jedno polje oko 2x1012 m3.

U Holandiji- (Groningen) jedno polje oko 1,9 x1012 m3.

U Iranu -(Pazanun) jedno polje oko 1,4 x1012 m3.

U SАD - (Panhandle-Hugoton) jedno polje imalo je rezerve 4x1012 m3.

5.3.12. Države i regije sa najvećim rezervama gasa u periodu 1982/1992

Posle naftnih kriza proizvodnja i potrošnja PNG rasle su brţe, a to je stimulisalo nova

istraţivanja i na manje pristupačnim terenima.Ta kretanja rezervi PNG po većim

regionima i drţavama prikazana su u Tabeli 8.

Najvećim ukupnim rezervama 1989 / 90 god., raspolagali su SSSR, Iran , SАD, Katar i

Аlţir. Već 1998. redosled se nešto menja pa se od tada najveće rezerve nalaze u ZND, (u

Rusiji i u juţnim drţavama bivšeg SSSR-a), Iranu Kataru, Saudi Аrabiji, Аbu Dhabiju

SАD, Venecueli, Аlţiru, Holandiji, Indoneziji itd. (Tabela 9).

Početkom 1998. godine 26 drţava raspolagale su sa 130.927 mlrd m3 rezervi PNG,

odnosno, sa 90,89% od svetskih, a ostale zemlje sa svega 13.123 mlrd m3 ili 9,11%.

Najbrţe su smanjivane rezerve u SАD zbog potrošnje, u Indoneziji zbog velikog izvoza, a

u Holandiji i Kanadi i zbog potrošnje i zbog izvoza.

Krajem 1998. god., eksploatabilne svetske rezerve prirodnog naftnog gasa bile su oko

144x1012 m3. Preračunato u milijarde TOE (109 tona ekvivalenta nafte), to je bilo

140x109 tona. Potencijalne rezerve kretale su se oko 120x109 tona. Od toga je, sa

131x1012 m3 ili 91% rezervi raspolagalo samo 26 zemalja sa Rusijom na čelu, koja sama

poseduje 33,42 % od svetskih.

Tabela 8, Svetske rezerve PNG u dekadi posle naftnih kriza, ezerve su iskazane u 109 m3

(Giga m3)

Kina 9.500 500 1.700 7.300

Meksiko 7.200 800 2.000 4.400

Okeanija i

Аzija bez Kine 23.700 2.000 8.300 13.400

Svet ukupno 344.100 48.900 141.800 153.400

Regije i zemlje 1982 1988 1992 % u svetu

Zapadna hemisfera

Kanada 2.747 2.775 2.711 2,0

Meksiko 2.148 2.167 2.008 1,5

SАD 5.707 5.302 4.731 3,4

Ostali 3.136 4.252 5.340 3,9

Ukupno: 13.738 14.496 14.790 10,7

Zapadna Evropa

Holandija 1.470 1.815 1.950 1,4

Vel. Britanija 719 623 540 0,4

Ostali 2.265 3.741 2.941 2,1

Ukupno: 4.454 6.179 5.431 3,9

56

Izvor. Oil &Gas J. Oct.25. 1993 ,OGJ SPECIАL, s. 62, *ZND -Zajednica nezavisnih drţava bivšeg

SSSR-a

U Tabeli 9, dati su podaci o rezervama PNG 1998. godine u Rusiji i na teritoriji pojedinih

drţava bivšeg SSSR. (1/3 svetskih rezervi).

Tabela 9. Drţave sa najvećim rezervama PNG 1998. god., Rezerve su iskazane u 109 m3

(Giga m3)

Izvori: OGJ Special, Dec.26.,1994, s.42/43, OGJ Special, Dec.29. 1998, s.38/39

ZND i Istočna Evropa

ZND* 35.118 41.065 55.007 39,8

Ostali 396 830 595 0,4

Ukupno: 35.514 41.895 55.602 40,2

Аfrika

Аlţir 3.151 2.999 3.625 2,6

Ostali 2.214 4.042 6,198 4,5

Ukupno: 5.365 7.041 9.823 7,1

Srednji Istok

Iran 13.668 13.860 19.802 14,3

Saudi Аrabija 3.318 3.962 5.171 3,7

U. А.Emirati 809 5.763 5.794 4,2

Ostali 3.993 7.115 12.284 8,9

Ukupno: 21.784 30.700 43.051 31,1

Аzija - Pacifik

Indonezija 838 2.067 1.824 1,3

Ostali 4.147 5.168 7.834 5,7

Ukupno: 4.985 7.235 9.658 7,0

Svet ukupno: 85.840 107.546 138.355 100,0

Drţava Rezerve % u svetu Drţava Rezerve % u svetu

1.ZND* 55.981 38,86 14.Meksiko 1.810 1,25

2.Iran 22.940 15,93 15.Holandija 1.736 1,21

3.Katar 8.496 5,90 16.Kuvajt 1.484 1,03

4.Saudi Аrabija 5.381 3,73 17.Norveška 1.481 1,03

5.Аbu Dhabi 5.353 3,72 18.Libija 1.311 0,91

6.SАD 4.715 3,27 19.Kina 1.161 0,81

7.Venecuela 4.052 2,81 20.Oman 777 0,53

8.Аlţir 3.699 2,57 21.Vel.Brit. 760 0,52

9.Nigerija 3.252 2,26 22.Аrgentina 688 0,48

10.Irak 3.110 2,16 23.Pakistan 595 0,41

11.Malezija 2.260 1,57 24.Аustralija 550 0,38

12.Indonezija 2.047 1,42 25.Indija 492 0,34

13.Kanada 1.841 1,28 26.Bangladeš 308 0,21

Svet 144.050, Zemlje OPECA 61,602

57

Tabela 10. Rezerve PNG u zemaljama bivšeg SSSR-a (109/m3)

Zemlja Januar 1998. % u svetu Zemlja Januar 1998. % u

svetu

Rusija 48.145,00 33,422 Kazahstan 1.840,83 1,280

Turkmenistan 2.860,38 1,986 Ukraina 1.121,28 0,778

Uzbekistan 1.874,82 1,302 Аzerbejџan 124,61 0,087

Ukupno: 55.966,92 38,852

Izvor: OGJ Special, Dec.29. 1998, s.38/39

U Tabelami 11 date su rezerve PNG 1998. po širim regionima. Pod nazivom Istočna

Evropa sa Rusijom, obihvaćene su i sve druge nezavisne drţave bivšeg SSSR-a.

Tabela 11. Rezerve PNG 1998. god. po širim regionima, Rezerve su iskazane u 10 12 m3

tj. u Tera m3

Izvor.Oil & Gas J.U.S. Geolocical Survey-Encyclopedi Britanica 94-99

Porast cena nafte u periodu naftnih kriza uslovio je i porast cena gasa. Međutim, to je

bio motiv za nova istraţivanja i nafte i gasa, a neke zemlje bile su usmerene samo na

istraţivanje prirodnog naftnog gasa.

Istraţivanja su vršena i na teţe dostupnim pa i na tzv. neperspektivnim područjima.

Moţe se reći da su u poslednjoj dekadi 20. veka rezerve PNG toliko narasle da će ih biti

dovoljno i u 21. veku.

Kakvi su bili tokovi otkrivanja ukupnih rezervi PNG u svetu, prikazano je u Tabeli 12.

Tabela 12. Kretanja svetskih rezervi PNG u periodu 1950-1998, Rezerve su iskazane u

1012m3

1950. god. 8,8 x10 12m3 1988. god. 107,5 x10 12 m3

1960. god. 17,0 x10 12 m3 1992. god 138,4 x10 12 m3

1980. god. 72.0x10 12 m3 1993. god. 142,1 x10 12 m3

1981. god. 82,4x10 12 m3 1994. god. 141,0 x10 12 m3

1982. god. 85,8 x10 12 m3 1997 .god. 140,0 x10 12 m3

1986. god 102,0x10 12 m3 1998. god 144,0x10 12 m3

Izvor.Oil & Gas J.U.S. Geolocical Survey-Encyclopedi Britanica 94-99

Zapadna Hemisfera 14,662 x 1012m3 10,2 % u svetu

Istočna Evropa sa Rusijom 56,731 x 1012 m3 39,4

Srednji Istok 48,883 x 1012 m3 33,9

Аfrika 9,872 x 1012 m3 6,8

Аzija-Pacifik 9,078 x 1012 m3 6,3

Zapadna Evropa 4,824 x 1012 m3 3,4

Istočna Hemisfera 129,388 x1012 m3 89,8

Svet ukupno 144,050 x1012m3 100,0

58

5.3.13. Prognoze za otkrivanje novih rezervi PNG

Primenom najsavremenijih metoda istraţivanja i otkrivanjem novih leţišta, sigurno će se

obezbeđivati proizvodnja PNG za naredni periodl zadovoljavati stalno rastuća potrošnja.

Optimistične prognoze zasnivaju se na najnovijim saznanjima da na dnu nekih mora i

okeana, posebno ispod leda na polovima, postoje ogromni slojevi prirodnog naftnog gasa u

obliku hidrata. Osim toga postoji velika verovatnoća da se ispod morskog dna nalaze

bogata leţišta i nafte i gasa. Po svoj prilici neće se obistiniti neke pesimistične prognoze da

će svet u 21. veku ostati bez ugljovodoničnih goriva

5.3.14. Tokovi proizvodnje PNG u svetu

U periodu 1950 - 1985. god., proizvodnja PNG u svetu povećana je oko devet puta. Naglo

je rasla proizvodnja u Kanadi, SSSR-u, Holandiji, Velikoj Britaniji i Norveškoj. Аfričke

zemlje su počele da proizvode PNG šezdesetih, a Okeanija sedamdesetih godina 20 veka.

Tabela 13.Najveći proizvođači PNG-a 1981. god. u svetu

Izvor. BP Statistical Review of World Energy-1981. * Sm3 - oznaka je za st. kubne metre gasa

Polovinom osamdesetih godina proteklog veka SSSR je proizvodio više PNG od SАD. Tih

godina su te dve zemlje učestvovale sa preko 60% u svetskoj proizvodnji. Zajedno sa

Kanadom, Velikom Britanijom, Holnadijom, Norveškom i Аlţirom, učešće u svetskoj

proizvodnja PNG bilo je 82%.

Tabela 14: Proizvodnja PNG-a u svetu posle naftne krize (109m3)

Milioni tona (TOE)

ekvivalenta nafte

Milijarde *Sm3 %, u svetu

1. SАD 499,2 554,6 36,2

2..SSSR 411,8 457,5 29,9

3. Kanada 68,0 75,6 4,9

4. Latinska Аmerika 66,3 73,3 4,8

5. Holandija 65,0 72,2 4,7

6. Istočna Evropa 46,3 51,4 3,4

7. Srednji Istok 38,0 42,2 2,8

8. Velika Britanija 31,9 35,4 2,3

9. Аfrika 25,0 27,8 1,8

10.Norveška 22,7 25,2 1,6

11..Zapadna Nemačka 16,7 18,6 1,2

12.Ostali 87,6 97,3 6,4

Ukupno: 1.378,5 1.531,5 100,0 100

1982 1984 1986 1988 1990 1991 1992

Zapadna hemisfera

Kanada 73,8 71,5 71,4 90,7 99,0 105,0 115,0

Meksiko 28,5 27,6 24,7 26,0 28,3 28,2 27,8

SАD 506,6 497,6 457,2 484,1 504,2 502,6 502,1

Ostali 38,7 46,5 54,4 58,8 65,3 68,0 68,8

Ukupno: 647,6 643,2 607,7 659,7 697,9 704,0 713,7

Zapadna Evropa

Holandija 64,7 68,2 62,4 55,4 60,5 68,9 69,4

Vel.Britanija 33,9 36,9 43,3 43,6 47,2 52,5 52,9

59

Izvor: British Petroleum Oil & Gas J.Oct 25. 1993. p.58, 3-Year Forecast

U periodu 1950 -1985. godine proizvodnja PNG-a u zemljama Evrope povećana je

pedeset puta, a samo između 1960 i 1985. god. oko deset puta.

Proizvodnja najvećih proizvođača PNG-a 1981. data je u Tabeli 1., a proizvodnja u svetu

po drţavama i regioniima, posle naftnih kriza, u Tabeli 2.

Vidi se da je od 1984.godine SSSR bio najveći proizvođač PNG-a u svetu. U periodu

1982- 1990.god. proizvodnja je porasla od 460 na 759,5 mlrd. m3, odnosno, povećana je za

299,5 mlrd. m3 ili 65,10%, a učešće u svetskoj proizvodnji bilo je 37,9%.

Međutim, posle raspada SSSR proizvodnja je u tim zemljama stalno opadala. Tada je

bila formirana tzv. ZND - Zajednica nezavisnih država.

Već 1992. godine proizvodnja PNG u ZND pala je na 727,5 mlrd.m3 ili na 35,64% svetske

ali je i tada ZND ostala na prvom mestu u svetu.

SАD su 1982. god. proizvele 506,6 mlrd. m3 PNG i tada su još bile na prvom mestu u

svetu. Tokom perioda 1982-1992. god. beleţile su i padove i poraste u proizvodnji, da se

konačno 1992. god., sa 502,1 mlrd. m3, pribliţe proizvodnji iz 1982. god. ali, sa 24,6% u

svetskoj proizvodnji, ostale su na drugom mestu.

Kanada je bila treća po proizvodnji PNG u svetu. Od 1982. do 1992.g povećala je

proizvodnju sa 73,8 na 115 mlrd. m3.

Ostali 66,6 69,4 71,0 73,9 74,2 73,9 74,2

Ukupno: 165,2 174,5 176,7 178,9 181,9 195,3 196,5

SSSR i Istočna Evropa

SSSR (ZND) 460,0 539,0 639,5 717,7 759,5 755,7 727,5

Ostali 42,0 45,5 46,8 40,9 34,2 31,3 28,7

Ukupno: 502,0 584,5 686,3 758,6 793,7 787,0 756,2

Аfrika

Аlţir 26,6 53,9 34,5 41,6 47,2 50,0 51,5

Ostali 7,5 10,8 14,1 17,2 19,8 21,0 22,5

Ukupno: 34,1 44,7 48,6 58,8 67,0 71,0 74,0

Srednji Istok

Аbu Dhabi 6,6 9,3 14,3 16,3 17,2 19,2 20,6

Iran 7,2 13,5 15,2 20,0 23,8 25,7 26,3

Saudi Аrabija 12,4 18,2 25,5 29,1 30,5 33,2 34,2

Ostali 14,4 16,0 20,0 29,0 31,7 27,0 35,3

Ukupno: 40,6 57,0 75,0 94,4 103,2 105,1 116,4

Аzija- Pacifik

Indinezija 19,6 29,0 35,5 38,0 47,4 50,7 53,4

Ostali 56,5 73,0 87,4 100,1 113,0 120,4 130,3

Ukupno: 76,1 102,0 122,9 138,1 160,4 171,1 183,7

Svet ukupno: 1.465,0 1.606,0 1.666,0 1.882,0 2.004,0 2.033,0 2.041,0

60

Holandija je 1992. god. sa 69,4 mlrd. m3 bila četvrta, a dalje slede Indonezija sa 53,4

mlrd., Velika Britanija sa 52,9 mlrd., Аlţir sa 51,5, mlrd., Saudi Аrabija sa 34,2 mlrd.

m3, itd.

Аzija - Pacifik: Аustralija, Indonezija i Malezija, povećale su proizvodnju PNG za 107

mlrd. m3 (od 76,1 na 183,1 mlrd. m3) i stvorile su značajne tehničke uslove za izvoz

prirodnog i tečnog gasa.

Srednji Istok: Zemlje ove regije koristile su svoje velike rezerve PNG za sopstvenu

upotrebu da bi oslobodile ekvivalentne količine nafte za izvoz. Proizvodnju su povećale za

75,8 mlrd m3 (od 40,6 na 116,4 mlrd. m3).

Аfrika: Pre svega zbog porasta proizvodnje PNG u Аlţiru, ostvareno je ukupno povećanje

za 40 mlrd. m3, odnosno, od 34 na 74 mlrd. m3.

Zapadna Evropa: Zbog povećanog razvoja i otkrivanja velikih rezervi PNG u Severnom

moru od strane Velike Britanije i Norveške, proizvodnja je povećana od 165,2 na 196,5

mlrd. m3, ukupno za 31,3 mlrd. m3.

Latinska Аmerika. Zbog bitnih povećanja proizvodnje u Venecueli i Аrgentini,

proizvodnja PNG povećana je za 28,32 mlrd. m3.

Nagli porast proizvodnje i potrošnje PNG karakterističan je za period od 1982. do 1992.

godine (Tabela 2) Na početku tog perioda proizvodnja PNG u svetu bila je 1.465 milijardi

kubnih metara (mlrd m3), a na njegovom kraju je dostigla 2.041 mlrd m3(povećana je za

574 mlrd m3 ili 39,2%). U istom periodu proizvodnja nafte porasla je za samo 13.5%, a

uglja za 15,2%.

Proizilazi da su 1997.god.22 drţave proizvele 2.141,04 mlrd. m3 PNG ili 93,03%, a sve

ostale zemlje samo 160,45 mlrd m3 ili 6,97%

Proizvodnja PNG 1997. godine, porasala je sa 2.041 mlrd. m3 u 1992. god. na

2.301,48.mlrd.m3. U Tabeli 3. data je proizvodnja najvećih proizvođača. Na prvom mestu

su i dalje bile ZND, na drugom SАD, a slede ih Kanada, Velika Britanija, Holandija,

Indonezija, Аlţir itd.

OPEC nije bio vodeći u proizvodnji PNG, iako neke članice raspolaţu velikim rezervama.

OPEC-ov problem je što članice nisu geografski povezane, pa je teško da usaglašavaju

proizvodnju i cene, kao što čine sa naftom. Zbog svega toga svaka članica sve te probleme,

kao transport, rešava sama

Tabela 15 Najveći proizvođači PNG u svetu 1997 (u 109 m3)

Zemlja Proizvodnja % u svetu Zemlja Proizvodnja % u svetu

1.ZND (CIS-FSU) * 675,17 29,34 12.Аustralija 30,10 1,31

2.SАD 563,50 24,50 13.Venecuela 28,31 1,23

3.Kanada 183,31 7,97 14.Аrgentina 27,43 1,19

4.Vel.Britanija 91,76 3,99 15.Malezija 24,79 1,08

5.Holandija 84,37 3,67 16.U.А.Emirati 24,03 1,04

6.lndonezija 66,14 2,87 17.Indija 22,36 0,97

7.Аlţir 59,37 2,58 18.Rumunija 21,38 0,93

8.Meksiko 46,14 2,00 19.Kina 20,97 0,91

9.Norveška 42,63 1,85 20.Nemačka 20,34 0,88

10.Saudi Аrabija 36,86 1,60 21.Italija 20,28 0,88

11.Iran 33,53 1,46 22. Pakistan 18,34 0,80

61

Izvori: Oil & Gas J. Mart 9. 1998., p. 84

* U zapadnoj literaturi za ZND korišćeni su nazivi: CIS –Commonwelt of Independent

States ili FSU – Former Soviet Union - Bivši SSSR.

5.4. Korekcije za realne gasove

Zbog delovanja međumolekulskih sila, merena zapremine realnog gasa je u području

niţeg pritiska manji, a u području višeg pritiska veća od zapremine, izračunate

jednačinom stanja idealnog gasa Ovo odstupanje kvantitativno je izraţeno Z-faktorom

(sinonimi: korekcioni faktor, faktor odstupanja ili faktor kompresibilnosti gasa; engl. gas

compressibility factor, gas deviation factor), definisanim za 1 mol gasa:

(

)

(

)

Slika 4.3. Opšta kriva Z-faktora (korekcije zapremine za realni gas)

5.5. Jednačina stanja realnog gasa (JS, engl. compressibility real gas equation)

(

)

Jednostavnost jednačine podrazumeva direktno i lako računanje zapreminskih

karakteristika realnih gasova, ako je poznata tačna vrednost Z-faktora ispitivanog gasa

pri zadatom p,T-uslovu (ili uslovima). Vrednost Z-faktora zavisi od pritiska, temperature

i vrste (sastav, zi) gasa, tj. Z (p, T, zi)

Izvori podataka o Z-faktoru nekog prirodnog gasa su:

- Laboratorijska volumetrijska merenja na uzorku tog gasa,

- Upotreba poopštenih korelacija Z-faktora, i

Ukupno 1-22: 2.141,04 93,03 %

Ukupno ostali: 160,45 6,97 %

Ukupno svet: 2.301,48 100,00%

62

- Računanje Z-faktora upotrebom neke od jednačina stanja (JS).

Ovo poslednje temelji se na ugrađivanju Z-faktora u neku od npr. Kubnih jednačina

stanja, supstitucijom pomoću definicijskog izraza za Z-faktor, koji proizlazi iz

5.6. Zapreminski faktor realnog gasa (Bg).

Zapreminski faktor, B, uopšteno je odnos zapremine dotičnog fluida pri nekim (na pr.

leţišnim ili separatorskim) uslovima pritiska i temperature te zapremina pri

standardnim p-T uslovima. Za zapreminski faktor gasa, potrebno je dakle znati

zapreminu gasne faze. U slučaju da se deo gasa kondenzuje (vlažni, mokri gas),

zapreminski faktor gasa se i dalje računa samo sa zapreminama gasne faze:

( )

( )

Za dva p,T-uslova i uzevši u obzir skoro idealno ponašanje gasa pri standardnim p,T-

uslovima (tj. da je pri Zsc ≈ 1), što se lako izvede deljenjem 2 jednačine stanja realnog

gasa (tada je pri standardnim uslovima pritisak takođe jednak jedinici):

Volumnim faktorom se na najjednostavniji način definiše volumen samo jedna faze.

5.7. Zakon (načelo) korespondentnih stanja (ZKS)

Analiza velikog broja eksperimentalnih

izotermo Z-faktora čistih materija pokazuje

da su po obliku međusobno slične. Na osnovu

toga Johannes Diderik van der Waals (1873) je

postulirao načelo korespondentnih stanja za

čiste materije:

"Ako se p, V i T izraze relativno prema

odgovarajućim kritičnim svojstvima materije

(tzv. redukovane veličine stanja) odnos

redukovanog pritiska i redukovanog

volumena postaje isti za sve materije ".

Drugim rečima, prema zakonu

korespondentnih stanja, ako čiste materije

imaju iste vrednosti dveju redukovanih

veličina stanja, imaće istu vrednost i treće

redukovane veličine.

Redukovane veličine stanja su:

Слика 4.4: Корелација експерименталних

изотерми Z-фактора неких чистих материја

63

Primenjivost ZKS ispitana je stavljanjem podataka eksperimentalno određenih izotermo

Z-faktora različitih istih materije (napr. metan, etan, kiseonik, azot, itd.) u isti

dijagram, kao funkciju redukovanog pritiska i redukovane temperature. Iz dijagrama se

vidi da u slučaju čistih supstanci zakon korespodentnih stanja daje sasvim dobre

rezultate.

5.8. Generalizovana korelacija za određivanje Z-faktora smese

ZKS uopšteno ne daje idealno tačne rezultate, posebno u slučaju smesa raznorodnih

spojeva. Međutim, primenjen na gasove, srodne po hemijskoj građi (napr. parafinski

ugljovodonici prirodnih ugljovodo-ničnih smesa) daje korelacije, koje su dovoljno tačne za

prosečne inţe-njerske potrebe. Direktne primena ZKS na smese srodnih prirodnih

ugljovodonika nije moguća, jer stvarne vrednosti kritičnih veličina smesa (pc, Tc )

eksperimentalno je teško odrediti.

Zato su u svrhu korelacije fizičkih svojstava uvedene fikti-vne kritične veličine smese,

tzv. pseudokritične veličine smese; pseudokritični pritisak, ppc i pseudokritična

temperatura, Tpc. Najjednostavniju definiciju pse-udokritičnih veličina stanja smese,

zasnovanu na sastavu čistih komponenti smese, proporcionalno njihovim molekulskim

udelima, predloţio je Kay (Kayevo pravilo mešanja):

∑

∑

gde su yi molski udeli a Tci i pci

kritična temperatura, odnosno

kritični pritisak komponenti

ugljikovodične smese, koja sadrţi

ukupno N komponenti. Na osnovu

rezultata obrade eksperimentalnih

volumetrijskih podataka velikog

broja binarnih (metan i viši

ugljovodonici iz prirodnog gasa)

ugljovodoničnih smesa različita

sastava, Standing i Katz su izradili

poznatu poopštenu korelaciju za

određivanje Z-faktora prirodnog gasa

kao funkciju pseudoredukovanog

pritiska i temperature, tj .:

gde su za zadani pritisak (r) i

temperaturu (T) odgovarajuće

pseudoredukovane veličine

definisane kao:

Slika 3.5. Standing, M.B. and Katz, D.L.:

―Density of Natural Gases‖, Trans. AIME,

146, (1942) 140.

64

Pokazalo se da korelacija daje dobre rezultate (odstupanja korelacijskih vrednost Z -

faktora od merenih vrednosti su 2%) za tzv. "slatki" prirodni gas (engl. sweet gas), tj.

Prirodni gas sa sadrţajem "kiselih" neugljikovodičnih gasova (H2S i CO2) te inertnog

azota (N2) manjim od 5 mol.%.

65

6. MEHANIKA FLUIDA

U hemijskim i srodnim industrijama materije se najčešće nalaze u fluidnom stanju

(fluidan znači tečan). Ponašanje fluida je vaţno za većinu tehnoloških procesa.

Poznavanje elemenata mehanike fluida esencijalno je ne samo pri tretiranju problema

strujanja fluida (kroz cevovode, pumpe i druge elemente procesne opreme) već i za studij

prenosa toplote i mase.

6.1. Pojam i priroda fluida

Fluidi su materije koje se pod delovanjem smičnog naprezanja (naprezanje na

smicanje) koliko god ono bilo maleno neprekidno deformišu. U fluidu koji je u stanju

mirovanja ne postoje smična naprezanja. Smično naprezanje je tangencijalna

komponenta površinske sile, podijeljena sa mjernim brojem površine fluida. Neprekidna

deformacija, o kojoj se govori u deformaciji fluida je pojava koja se zove strujanje

fluida. Što je veće smično naprezanje, to je veća brzina deformacije odnosno brzina

strujanja. Fluidne materije mogu biti homogeni (čisti) i heterogeni (mješoviti) sistemi u

tečnom ili gasovitom agregatnom stanju.

U čiste fluide spadaju čiste tečnosti i čisti gasovi (odnosno pare), a heterogeni (mešoviti)

fluidi su u stvari fluidne smeše i to:

- mehanička smeša dvije tečnosti . emulzija;

- smeša tečnosti i čvrstih čestica . suspenzija;

- smeša tečnosti i gasa i

- smeša gasa i sitnih čvrstih čestica.

U principu razlikuju se tečni od gasovitih fluida koji se sa smanjenjem pritiska

neograničeno šire i ispunjavaju sav prostor zatvorenog suda, dok tečni fluidi samo

delimično ispunjavaju posudu u koju su smešteni. Ovakve razlike u ponašanju tečnih i

gasovitih fluida uzrokovane su hemijskim vezama i međumolekulskim silama koje

vladaju među molekulama tečnosti, odnosno gasa. Zbog toga između tečnosti i gasova

postoje razlike u gustini, viskoznosti, specifičnoj toploti, toplotnoj vodljivosti i sl. Te su

veličine: ρ, μ, ccp i λ i one su osnovne fizičke veličine koje karakterišu svaki fluid.

Nauka koja se bavi proučavanjem mehaničkog ponašanja fluida je mehanika fluida.

Prema stanju fluida razlikuje se:

- statika fluida, proučava fluide u mirovanju

- kinematika fluida, bavi se zakonima kretanja fluida i

- dinamika fluida, nauka o silama koje deluju na fluide i njihovom uticaju na kretanje

kao i interakcijama između čvrstih tijela i fluida u kretanju.

Prema tome, dinamika fluida obuhvata aerodinamiku (vazduh, gasovi) i

hidrodinamiku (voda, tečnosti). Problematikom fluidnih stanja bavi se i posebna

naučna disciplina "Termodinamika strujnih procesa". U zavisnosti od toga da li se

66

između čestica fluida i njegove okoline javljaju određene sile, fluidi se dijele na idealne i

realne.

Idealan fluid, predstavlja potpuno neviskoznu sredinu koja teče i čije se čestice mogu

kretati konačnom brzinom bez utroška rada.

Realan fluid, predstavlja sredinu čija se viskoznost ne moţe zanemariti pri njegovom

posmatranju i kretanju. Da bi se moglo razmotriti strujanje potrebno je odrediti pored

brzine i dvije bilo koje termodinamičke veličine stanja u funkciji prostornih koordinata.

Ostale karakteristike procesa strujanja tada se određuju iz poznatih vrijednosti veličina

stanja.

Za provođenje tehnoloških operacija veoma je značajno poznavanje dinamike fluida. Da

bi se bolje spoznala ova oblast, moraju se prvo definisati neki osnovni pojmovi iz statike

fluida. Jedna od osnovnih karakteristika fluida pored gustine ρ, jeste viskoznost μ koja

se definiše kao otpornost fluida prema smičnoj sili ili čvrstoj deformaciji. Recipročno

svojstvo viskoznosti jeste fluidnost ili svojstvo tečenja. Viskoznost se moţe definisati

kao unutrašnje trenje fluida i jednostavno predočiti delovanjem sile trenja na model

fluida, zamišljen kao niz paralelnih ravnih ploča:

Slika 4.1. Model dinamike fluida

Fluid se pod delovanjem sile trenja Ftr kreće uz smicanje slojeva, a sila trenja je

proporcionalna površini A, brzini v a obrnuto proporcionalna udaljenosti slojeva L:

(5.1)

Koeficijent proporcionalnosti μ nazvan je koeficijent dinamičke viskoznosti:

| |

Ovo bi predstavljalo dimenziju dinamičke viskoznosti u LFτ sistemu jedinica. Pošto je u

LMτ sistemu dimenzija sila izvedena veličina:

to je:

| |

odnosno:

Za jedinicu dinamičke viskoznosti u SI sistemu uzeta je viskoznost protoka fluida, kada

linijska brzina, pod uticajem pritiska smicanja od 1 Nm-2, ima gradijent od 1 ms-1, na

rastojanju od 1m normalno na ravan smicanja.

67

Jedinica za dinamičku viskoznost je njutnsekunda po kvadratnom metru. Kako je Nsm-2

= Pas, u literaturi se češće za jedinicu dinamičke viskoznosti koristi naziv

paskalsekunda Pas. Fluidnost Φ je osobina tečenja, po definiciji, jednaka je recipročnoj

vrednosti dinamičke viskoznosti:

Jedinica za fluidnost u SI sistemu jedinica je metar kvadratni po njutnsekundi:

Kinematska viskoznost v je, po definiciji, jednaka količniku dinamičke viskoznosti

fluida koji se ispituje i njegove gustine:

Jedinica kinematske viskoznosti u SI sistemu je kvadratni metar u sekundi:

Kinematsku viskoznost od 1 m2s-1 imaće fluid gustine 1 kgm-3 koji ima dinamičku

viskoznost 1 Nsm-2. Pošto direktno merenje viskoznosti tečnosti zahteva sloţenu opremu

i određene uslove, a i vreme trajanja merenja je relativno dugo, u praksi se koristi metod

upoređivanja tečnosti nepoznate viskoznosti sa tečnošću poznate viskoznosti, na

određenoj temperaturi. Metoda ovog upoređivanja, odnosno merenja, sastoji se u

sledećem: određena zapremina tečnosti Vo poznate viskoznosti ν propusti se kroz

kapilaru i meri se vreme to potrebno da celokupna količina tečnosti protekne kroz tu

kapilaru, a zatim se kroz tu kapilaru propušta ista zapremina tečnosti nepoznate

viskoznosti i meri vreme proticanja t.

Na osnovu merenja se dobija:

Poslednji izraz moţe se pisati i u obliku: ν = cot, (5.6) gde je

co = νo / t to konstanta viskoznosti poznate tečnosti određena na temperaturi na kojoj

referentna tečnost ima viskoznost νo. Svaki viskozimetar (standardni merni uređaj za

merenje viskoznosti) za konstantu co koja se odnosi na neku konkretnu tečnost ima

određenu vrednost c pa prethodni izraz glasi:

ν = c∙t (5.7)

U Evropi se uglavnom koristi tzv. Englerova skala viskoznosti, zasnovana na

Englerovom viskozimetru, kod koga je za referentnu tečnost uzeta voda, čija je

zapremina V = 0,2 dm3 . Ako se kroz ovaj viskozimetar propusti tečnost zapremine

V = 0.2 dm3 nepoznate kinematske viskoznosti ν tada je vreme proticanja te tečnosti t, a

količnik t / to predstavlja viskoznost po Engleru koja se označava sa N:

N = t / to (5.8)

68

Englerov stepen viskoznosti označava se sa oE i definiše se kao viskoznost za koju je t / to

= 1. Prema tome, viskoznost vode po Engleru na 20oC jednaka je 1oE . U SAD je za

određivanje viskoznosti u primeni Sajboltova (Saybolt) i Redvudova (Redwood) skala, a u

Engleskoj Redvudova skala viskoznosti.

Njutnov zakon viskoznosti vaţi za sve gasove i tečnosti sa manjom molekulskom masom.

Veličina dinamičke viskoznosti, za najčešće korišćene fluide, određuje se pomoću

nomograma, koji se formiraju grafičkom obradom podataka na određenom pritisku u

zavisnosti od temperature (slika 4.2.). Za njutnovske fluide viskoznost je funkcija

temperature T i pritiska p:

µ = µ (p, T) ili ν = ν (p, T) (5.9)

Na slici 4.2. prikazano je određivanje viskoznosti za vazduh a i vodu b na temperaturi

20oC i pritisku od 98,1 kPa. Na nomogramima su prikazane koordinate tačaka koje se

odnose na gasove a: vazduh, vodenu paru i metan i za tečnosti b: glicerin, ţivu, vodu i

benzol:

Slika 5.2. Nomogrami za određivanje dinamičke viskoznosti gasova (a) i tečnosti (b)

Na osnovu nomograma se uočava da su tečnosti viskoznije od gasova, a da je uticaj

pritiska na viskoznost relativno malen dok je uticaj temperature značajan. Fluidi koji se

ne ponašaju u skladu sa Njutnovim zakonom se nazivaju nenjutnovski fluidi u koje

spadaju suspenzije, emulzije, paste i tečnosti sa razgranatim molekulama. Njihova

viskoznost zavisi osim od pritiska i temperature i od priraštaja brzine dν / dL i vremena

provedenog u kretanju t.

69

µ = µ (p, T, dν/dL, t) (5.10)

6.2. Klasifikacija fluida na njutnovske i nenjutnovske fluide

Prema Njutnu, osnovni zakon viskoznosti govori da je smično naprezanje u fluidu

proporcionalno gradijentu brzine:

gde je:

Ovaj zakon analogan je Hukovom (Hooke) zakonu za elastična čvrsta tela. Fluidi se dele

na njutnovske i nenjutnovske fluide, a njihova klasifikacija prikazana je na slici 4.3.

Legenda:

Nenjutnovski fluidi:

(

)

(

)

Za vrednosti n = 1 nenjutnovski fluidi se svode na model njutnovskih fluida.

70

6.3. Statika fluida

Većina fluida koja se sreće u tehnološkim procesima su njutnovski fluidi. Takvi su voda,

vazduh, razna ulja i sl. U stanju mirovanja fluida ne postoje tangencijalna naprezanja ni

gibanja čestica što pojednostavljuje matematičko opisivanje.

Fluid se nalazi u mirovanju kada su sve sile koje deluju na njega uravnoteţene . To je

stanje veoma blisko idealnom .

Sile se mogu podeliti na dve vrste:

1. Masene sile (sila gravitacije, inerciona sila, centrifugalna sila i dr. ) .

2. Površinskle sile (sila pritiska, sila trenja i dr.

6.3.1. Masene i površinske sile

Masene sile su vezane za masu fluida.

Površinske sile deluju na neku zamišljenu površinu ili deluju na fluid tangencijalno

(smicanje).

Osnovna veličina koju fluid ispoljava u stanju ravnoteţe je pritisak. Hidrostatički

pritisak deluje u masi fluida, ali i na površine zidova suda.

6.3.2. Hidrostatički pritisak

Definicija: Pritisak je skalarna veličina koja se definiše kao odnos sile i površine na koju

ta sila deluje u pravcu normalnom na tu površinu. ukoliko je telo uronjeno u neki fluid,

na nju deluje pritisak uslovljen teţinom fluida (gravitacionom silom) i naziva se

hidrostatički pritisak.

Svaka tečnost ima masu, odnosno teţinu. Zemljina gravitacija, stoga, svojim djelovanjem

na tečnost stvara pritisak unutar nje same. Ako neku tečnost u mislima podijelimo na

slojeve, na svaki od tih slojeva djeluje gravitacija i on svojom teţinom djeluje na niţi sloj,

pa ovi slojevi zajedno na još niţi sloj itd. Što smo na većoj dubini, veća je i teţina tečnosti

iznad, što dovodi do većeg pritiska.

Hidrostatički pritisak određuje se primjenom Toričelijeve formule (Evangelista

Torricelli, 1608–1647)

ρ – gustina tečnosti [kg/m3]

g – gravitaciono ubrzanje [m/s2]

H – dubina [m]

Dakle pritisak tečnosti na dno suda ne zavisi od količine (mase) tečnosti u sudu, već od

visine stuba tečnosti.

71

Hidrostatički pritisak deluje u čitavoj masi fluida koji miruje, dok sila pritiska deluje

uvek normalno (okomito) na neku površinu i u pravcu unutrašnjosti mase fluida.

Ako bi silu pritiska delovala pod nekim uglom na fluid, mogla bi se razloţiti na:

vertikalnu i tangencijalnu komponentu.

Tangencijalna komponenta sile bi izazvala pomeranje elementa fluida, a time se

narušava ravnoteţa sistema.

6.3.3. Ojlerove diferencijalne jednačine ravnoteže

Na elementarnu zapreminu fluida koji je u ravnoteţi deluju sile pritiska (u pravcu sve tri

koordinatne ose), kao i sila teţine ove zapremine fluida (deluje u pravcu suprotnom od

pravca z-ose) .

Bilans sila moţe se postaviti za svaku osu pojedinačno

0)(

dzdydx

x

ppdzdyp

0)(

dzdxdy

y

ppdxdzp

0)(

gmddydxdz

z

ppdxdyp

Sredjivanjem, uz uslov dm = r dV i dV = dx dy dz i dV = 0 dobija se:

0

0

0

gz

p

y

p

x

p

𝑝 𝜕𝑝

𝜕𝑧𝑑𝑧

𝑝 𝜕𝑝

𝜕𝑥𝑑𝑥

𝑝 𝜕𝑝

𝜕𝑦𝑑𝑦

𝑑𝑥

𝑑𝑦

𝑑𝑧

𝑝

𝑔 𝑑𝑚

𝑝

𝑝

𝑥

𝑦

𝑧

72

6.3.4. Bilans sila za ukupnu zapreminu

0)(

g

z

p

y

p

x

p

Uzimajući u obzir predhodne jednačine, bilans sila je:

0)(

g

z

p

Pošto su promene parcijalnih pritisaka u pravcu x-ose i y-ose jednake nuli, parcijalni

izvod se moţe zameniti totalnim, pa se dobija:

0)( gdz

pd

Odgovarajućim transformacijama jednačine, dobija se sledeća jednačina:

0 zdg

pd

Daljim sredjivanjem, nastaje:

00

z

g

pdodnosnodz

g

pd

Integraljenjem leve i desne strane jednačine, dobija se:

Cconstzg

p .

Za dve tačke u istoj strujnici fluida vaţi jednakost:

1221

22

11 zz

g

ppiliz

g

pz

g

p

Ova jednačina naziva se Osnovna jednačina hidrostatike.

6.3.5. Paskalov zakon

Ako se pritisak u tački (1), dejstvom spoljne sile, poveća za diferencijalno malu vrednost

Δp1, tada će i pritisak u tački (2) biti povišen, što dovodi do promene u osnovnoj jednačini

hidrostatike za Δp2:

constzg

ppz

g

pp

2

221

11

Da bi se odrţala jednakost leve i desne strane jednačine, osnovni uslov je da su priraštaji

pritiska medjusobno jednaki, tj. da vaţi izraz:

21 pp

Iz ove jednačine proizilazi Paskalov zakon, po kome svaka promena pritiska u bilo kojoj

tački fluida dovodi do iste takve promene pritiska u drugoj tački fluida, odnosno da se

pritisak kroz fluid koji miruje prenosi na sve ostale tačke fluida bez promene.

Merenje pritiska u nekoj tački fluida koji miruje ilustrovano je na primeru fluida u

nekom rezervoaru, slika 6.

73

Pritisak u tački (A) fluida, uzimajući u obzir osnovnu jednačinu hidrostatike, je:

zzgpp 00

gde su: po – spoljni (atmosferski) pritisak,

ρ – gustina fluida,

g – ubrzanje zemljine teţe,

zo – z = h - visina nivoa tečnosti iznad tačke (A).

Proizvod r∙g∙h naziva se manometarski pritisak, a odredjuje se pomoću piezometarske

cevi priključene na rezervoar. Količnik po/(ρg) = ho sluţi za eksperimentalno odredjivanje

atmosferskog prtiska (po).

6.3.6. Sile hidrostatičkog pritiska

Silama hidrostatičkog pritiska nazivaju se sile koje su posledica delovanja statičkog

pritiska fluida na tela u i oko fluida. Kod gasova je zbog male gustine doprinos

hidrostatičkog pritiska zanemarljiv pa je pritisak u otvorenoj posudi ispunjenoj gasom

jednak pritisku okolne atmosfere, a pritisak u zatvorenoj posudi u svim njenim tačkama

jednak.

6.3.6.1. Hidrostatička sila na dno posude

Zamislimo posudu ravnog dna u kojoj se nalazi tečnost Cina dubine h. Kako je posuda s

gornje strane otvorena, na povr? sini teku? cine pritisak je jednak atmosferskom pritisku

pa, a relativni hidrostatski pritisak na dnu posude je:

Statika fluida se bavi rasporedom normalnih naprezanja unutar fluida, odnosno

proračunom sila koje deluju na elemente konstrukcija okruţenih fluidom u mirovanju.

Količina fluida označava se sa Q, pa je za gas u zatvorenom prostoru:

(5.13)

tj. proizvod broja mola i molske mase, a broj molova gasa je:

74

Za tečnosti se koristi jednačina:

Za fluid u stanju mirovanja pritisak u svim tačkama posmatrane zapremine je isti. Kod

gasova pritisak je u funkciji temperature, a kod tečnosti u funkciji visine stuba tečnosti.

p = f (T,V) p = pa + hρg

Q = nM (=) kg Q = Vρ (=) kg

Slika 5.4. Model gasa i tečnosti u stanju mirovanja

Na tečnost u mirovanju deluje atmosferski pritisak pa i pritisak molekula tečnosti na

visini stuba (hidrostatski pritisak)ph koji je jednak:

ph = hρg (=) Nm-2 (=) Pa (5.16)

Ukupni pritisak tečnosti u mirovanju jednak je:

p =pa + ph = pa + hρg (=) Pa (5.17)

i linearno opada sa visinom, odnosno raste sa dubinom.

Suma atmosferskog i hidrostatskog pritiska moţe se izraziti i na sledeći način:

tj. u nestišljivom fluidu u mirovanju pijezometrijska visina je konstantna u svim

tačkama. Na slici 4.5. ilustrativno je prikazano delovanje pijezometriske visine u

zatvorenom rezervoaru kojem se nameće pritisak preko delujuće sile na klip.

Slika 5.5. Prikaz delovanja pijezometrijske visine

75

U tačkama 1, 2 i 3 pritisci se mere visinom stuba u pijezometrima, tj. cevima u kojih je

donji kraj otvoren a gornji zatvoren i pod potpunim vakuumom p = 0 . Zakon rasporeda

hidrostatskog pritiska ilustrovan je konstantnim visinskim poloţajem meniskusa u

pijezometrima. Prema Paskalovom (Pascal) zakonu je:

p = pa + hρg (5.19)

a prema pijezometrijskoj visini je:

Na rezervoar je priključen manometar koji meri razliku između apsolutnog pritiska p i

atmosferskog pritiska pa. pa razlika je:

pm = p - pa = ρghm (5.21)

i naziva se manometarski pritisak.

Za razliku veću od nule u fluidu vlada nadpritisak pm>0, a ako je manja od nule tada

vlada podpritisak-vakuum, pm<0.

76

6.4. Hidrodinamika fluida. Zakon kontinuiteta

Hidrodinamuka tretira fluide u kretanju pod delovanjem sila. Fluidi u tehnološkim

procesima, u najvećem broju slučajeva struje kroz cevi kruţnog preseka, duţine L,

prečnika D sa brzinom v.

Slika 5.6. Model strujanja fluida u cevi Fizičke karakteristike fluida: p, v, ρ, µ, δ, D, c;

Toplotne karakteristike fluida: T, cp, λ, d - prečnik cevi; g - gravitaciona konstanata

Zapreminski protok fluida kroz jedinicu površine poprečnog preseka u jedinici vremena

dat je izrazom:

Qv = A• v (=) m3/s (5.22)

a maseni protok je:

odnosno:

Strujanje fluida kroz cev kojoj se menja prečnik prikazano je na slici 5.7.

Slika 5.7. Model strujanja fluida kroz različite presjeke

Kod ovakvog strujanja (prema zakonu o odrţanju materije), količina fluida koja je u

jedinici vremena ušla u cev mora iz nje i izaći, bez obzira na promenu poprečnog preseka

cevi.

Ako se količina fluida u jedinici vremena označi sa Q, tada je:

Q1 = Q2 =... = Qn. (5.25)

77

Ovaj oblik zakona o odrţanju materije naziva se zakon kontinuiteta koji kaţe da u

jednom hidraulički zatvorenom sistemu, kroz sve poprečne prese- ke, bez obzira na

njihove dimenzije protiče ista količina fluida u jedinici vremena. Kako je:

Qv = A• v (=) m3/s (5.22)

ili:

(5.26)

tj. brzine strujanja obrnuto su proporcionalne kvadratima prečnika za cevi kruţnog

preseka. Vaţnost zakona kontinuiteta ogleda se u njegovoj primeni na realne fluide, kod

kojih postoje privlačne sile među česticama kao i sile unutrašnjeg trenja (viskoznosti).

Zakon kontinuiteta definisan jednačinom 4.26. vaţi za nestišljive fluide i izotermno

strujanje. Strujanje fluida moţe se prikazati kao strujanje u monomolekulskim slojevima

koji se međusobno taru. To trenje najviše se ispoljava uz sam zid cevi koji poseduje

određenu hrapavost. Ta hrapavost prosto "zadrţava" slojeve fluida uz zid u mirovanju,

tako da je brzina sloja fluida na samom zidu vo = 1. Sedeći sloj se ipak kreće neznatnom

brzinom. Što su slojevi bliţi osi cevi to raste njihova brzina strujanja. U samoj osi cevi

trenje je najmanje a brzina najveća,

vo < v1 < v2 < ... < vn < vmax.

Slika 5.8. Profil brzina slojeva fluida u cevi

6.5. Režimi strujanja fluida

Brzina strujanja fluida je funkcija viskoznosti, tj.:

V = f (µ) (5.27)

Kako su brzine različitih slojeva fluida različite, to je potrebno naći neku srednju brzinu

strujanja fluida, koja će predstavljati stvarnu prosečnu brzinu strujanja i sa kojom se

moţe računati u praktičnom radu. Ta srednja brzina se

nalazi između Vo i Vmax, tj. Vo < Vsr < Vmax.

Da li će srednja brzina strujanja fluida biti bliţa Vo ili Vmax zavisi od reţima strujanja

fluida. U zavisnosti od uslova fluidi mogu proticati na tri načina. Prvi način je laminarno

proticanje, drugi prelazno (preobraţajno), a treći turbulentno proticanje.

Ovo je prvi primetio Osborn Rejnolds (Osborn Reynolds) koji je svoja ispitivanja vršio na

aparaturi prikazanoj na slici 4.9.

78

Slika 5.9. Šematski prikaz aparature za Rejnoldsov broj

Uređaj se sastoji od: rezervoara (1) koji je snabdeven uređajem za odrţavanje

konstantnog nivoa (2). Za rezervoar je spojena staklena cev (3) koja je na svom ulaznom

kraju levkasto proširena kako bi se izbeglo vrtloţenje pri uticanju fluida u cev. Na

drugom kraju cevi postavljena je slavina (4) kojom se reguliše protok i brzina proticanja

fluida kroz cev. Na cev (3) je priključena Venturijeva cev (5) na koju je spojen U-

manometar napunjen ţivom. U ulazni, prošireni, kraj staklene cevi koaksijalno je

postavljena kapilara (6), koja je preko slavine (7) spojena sa rezervoarom rastvora

metilenskog plavog (8). Otvaranjem slavina (4) i (7) postiţe se proticanje vode i

metilenskog plavog kroz cev. Pri niţim brzinama nit rastvora metilanskog plavog se

kreće u osi cevi, ne mešajući se sa vodom oko nje. Strujnice se kreću u paralelnim

slojevima bez međusobnog mešanja što je osnovna karakteristika laminarnog strujanja.

Pri većim brzinama proticanja dolazi do blagog mešanja slojeva, pa nit obojene tecnosti

struji koaksijalno (prelazni reţim strujanja). Kod mnogo većih brzina strujanja, javljaju

se vrtlozi, nit obojene tečnosti počinje da se kida bojeći tečnost u cevi uniformno plavo.

Brzina pri kojoj dolazi do kidanja niti rastvora metilenskog plavog naziva se kritična

brzina i ona je karakteristicna za početak turbulentnog strujanja. Za strujanje fluida od

značaja su dve osnovne sile: sila inercije Fi i sila trenja Ftr. Na osnovu odnosa ovih sila

moţe se suditi o reţimu strujanja:

Rejnoldsova ispitivanja su pokazala da je reţim strujanja funkcija više promenljivih koje

se mogu izraziti kao proizvod čineći bezdimenzionu grupu, Rejnodlsov kriterijum Re:

Re = f (d, v, ρ, µ) (5.28)

odnosno:

79

Pokazalo se da pri laminarnom strujanju vrednost Re-broja ne prelazi 2320, dok je ona u

izrazito turbulentnom strujanju veća od 10000. Ako je 2320 < Re < 10000 strujanje je

preobraţajno, pri čemu mogu da se pojave oba načina strujanja i da lako pređu iz jednog

vida u drugi i obrnuto. Kod konstantnih vrednosti (d, ρ, µ) reţim strujanja zavisi samo od

brzine strujanja v, a kritična brzina je ona, pri kojoj dolazi do prvog prekida laminarnog

strujanja (tj.: pri Re=2320) pa je:

odnosno:

6.6. Ekvivalentni prečnik međucevnog prostora

Ekvivalentni precnik odgovara precniku cevi kruţnog preseka koji ima isti odnos napona

smicanja na zidu cevi i pada pritiska po jedinici duţine cevi, kao i cevi nekruţnog

poprečnog preseka.

Za proračun strujanja fluida kroz vodove različitog oblika, uveden je pojam hidrauličkog

prečnika. Hidraulički prečnik predstavlja odnos "ţivog" preseka fluida u cevi ili kanalu i

okvašenog obima, gdje se pod ţivim presekom podrazumeva površina preseka onog dela

voda koji je popunjen fluidom.

| |

gde su:

rh | | , hidraulički prečnik;

| | , ţivi presek;

O| | , okvašeni obim.

Za vod kruţnog preseka u kome fluid protice punim profilom je:

U slučajevima kada fluid ne prolazi kroz cevne vodove kruţnog preseka ili kada pri

proticanju ispunjava samo djelomicno cev, potrebno je odre- diti ekvivalentni precnik.

Ekvivalentni precnik definisan preko hidrauličkog prečnika jednak je:

| |

80

Slika 5.10. Prikaz "ţivog" preseka fluida - anularni prostor

Ekvivalentni precnik pri proticanju fluida kroz anularni prostor jednak je:

(

)

Na isti način se računa ekvivalentni prečnik međucevnog prostora ako je u jednoj široj

cevi smešteno (n) uţih cevi:

Reţim strujanja u međucevnom prostoru ako poznajemo protok odnosno brzinu strujanja

fluida računa se:

reţimi strujanja na otvorenim kanalima računaju se prvenstveno u zavisnosti od samog

poprecnog preseka otvorenog kanala, kao i od dela zauzete površine preseka samim

tokom fluida.

Slika 5.11. Poprečni presek otvorenog kanala

Ekvivalentni precnik otvorenog kanala i kvadratnog preseka u kojem fluid zauzima 75%

površine preseka računa se:

Treba zapaziti da poprečni presek toka fluida predstavlja površinu kroz koju prolazi

protočni fluks. Okvašeni obim predstavlja obim granice faze fluida, pa je površina

granice faze fluida kroz koji prolazi sopstveni fluks jednaka proizvodu duţine voda i

okvašenog obima:

| |

6.6.1. Strujanje kroz cevne vodove

81

Karakteristična brzina strujanja kroz cevni vod je srednja brzina definisana odnosom

zapreminskog protoka fluida i poprečnog preseka toka:

Linearna dimenzija toka je ekvivalentni prečnik de, definisan preko hidrauličkog

precnika rh, jednačina 5.33.

Ovaj odnos vaţi kako za tokove kruţnog preseka, tako i za druge oblike preseka, pa je:

(5.40)

Kao referentna veličina se u principu moţe koristiti i hidraulički radijus i ekvivalentni

prečnik, a praktično se, ipak, najčešće koristi ekvivalentni prečnik. U tabeli 4.1.

prikazani su ekvivalentni prečnici kruţnog preseka, prstenastog (anularnog) preseka,

kvadratnog preseka, kvadratnog preseka ispunjenog do polovine, pravougaonog preseka

i tankog proreza za koji je zo >> yo, pri cemu je yo=a/2 - polurastojanje između zidova

proreza. Poprečni presek toka fluida predstavlja površinu kroz koju prolazi protočni

fluks. U tabeli 5.1. dati su ekvivalentni prečnici za neke oblike poprečnog preseka toka.

Tabela 5.1. Ekvivalentni prečnici za neke oblike poprečnog preseka toka

6.7. Bernulijeva teorema

Bernulijeva (Bernoulli) jednačina predstavlja u osnovi zakon o odrţanju energije pri

kretanju fluida i pored jednačine kontinuiteta ima najveću primenu u hidrauličkim

proračunima.

6.7.1. Primena Bernulijeve teoreme na strujanje idealnih i realnih fluida

Svaka materija poseduje određenu količinu energije koja se ispoljava u različitim

vidovima, a ponekad i u više oblika istovremeno. Na primer, fluid u stanju mirovanja

82

poseduje potencijalnu energiju (energija poloţaja) i zapreminsku energiju. Kinetičku

energiju fluid manifestuje u stanju strujanja.

Na sledećoj slici prikazan je najjednostavniji slučaj strujanja fluida na principu

slobodnog pada, tj. bez dovođenja energije fluidu izvana:

Slika 5.12. Strujanje fluida slobodnim padom

Smer strujanja fluida je iz gornjeg rezervoara (2) u rezervoar (1), što je i razumljivo jer je

potencijalna energija fluida u stanju (1) manja i u skladu je sa opšte poznatim pravilom

da svaki sistem teţi da svoju slobodnu energiju svede na minimum.

Ako se pretpostavi da se radi o idealnom fluidu (tj. fluidu koji se teorijski kreće bez

trenja) onda je po Bernulijevoj teoremi ukupna promena energije između ma koja dva

proizvoljno izabrana poprečna preseka jednaka nuli za izolovani sistem kojem se ne

dovodi energija izvana. Ovakav sistem raspolaţe sledećim oblicima energije:

1. Potencijalna energija - energija poloţaja Eh ,

Eh - je energija koju posjeduje fliud mase (m), na određenoj visini od Zemlje, usled

gravitacije tj. sile gravitacije Fg:

Eh = Fg ∙h = m∙g∙h (=) J (5.41)

2. Energija pritiska - zapreminska energija Ep ,

Ep - je energija koju proizvede određena količina fluida (gustine ρ i zapremine V=

m / ρ) pritiskom na neku određenu površinu:

3. Kinetička energija Ek ,

Ek - je energija koju ispoljava fluid koji struji brzinom v. Kako brzina strujanja nije

stalna, zbog ubrzanja a, u obzir se moţe uzeti sila inercije:

Poštujući promenjivost brzine neka srednja brzina je:

83

pa je:

4. Unutrašnja energija Eu ,

Eu - je energija koja se manifestuje u unutrašnjem kretanju i oscilovanju molekula i

funkcija je temperature:

Eu = U = f (T) (=) J (5.46)

Primenom Bernulijeve teoreme na idealan (potpuno izolovan) sistem, proizilazi da je

ukupna energija fluida u preseku (1) jednaka ukupnoj energiji fluida u preseku (2):

∑ ∑

Ukupna energija fluida u bilo kojem mjestu jednaka je zbiru svih energija sa kojima fluid

raspolaţe:

∑

a s obzirom na Bernulijevu teoremu moţe se pisati:

Za posmatrani sistem veliine sa indeksom (1) ili (2) predstavljaju promenjive, a one bez

indeksa su konstantne. Ako se poslednji izraz racionališe svodeći ga na jediničnu masu

(m=1kg) i deleći sa konstantom (g), pri čemu je za adijabatski sistem (potpuno izolovan

sistem) unutrašnja energija takođe konstantna dobija se izraz:

koji predstavlja konačni oblik Bernulijeve jednačine za idealni fluid, odnosno jednu od

varijanti zakona o odrţanju energije. Svaki od ovih članova jednačine ima dimenzije

duţine L tj. izraţeni su u metrima:

| |

| |

| |

| |

| |

Iz ovog proizilazi da i energija u ovako transformisanom obliku Bemulijeve jednačine

ima dimenzije duţine [L]. Kod realnih fluida deo od ukupne energije se troši na

savladavanje unutrašnjeg trenja kao i trenja o zidove cevi što se ispoljava u minimalnom

povišenju temperature, a što nema bitnijeg uticaja na promene fizičkih karakteristika

fluida (ρ i µ). Taj gubitak energije, koji se ispoljava kao pad pritiska (Δp = h•ρ•g) , jedan

je od najznačajnijih problema kod praktične primene Bernulijeve teoreme. Da bi se zbog

gubitka energije, preovladala razlika visine i pritiska, pri prenosu fluida iz rezervoara

84

(1) u rezervoar (2), neophodno je fluidu dovesti energiju izvana pomoću pumpe (slika

5.13.).

Slika 5.13. Strujanje fluida pomoću pumpe

Bernulijeva jednačina u tom slučaju se proširuje sa dva člana, a za struja- nje realnog

fluida pod pritiskom pumpe i uz gubitke energije ima oblik:

Kako su pojedini članovi u Bernulijevoj jednačini prikazani dimenzijama duţine (L), to

se u ovom slučaju ne moţe govoriti o oblicima energije već o njihovim potencijalima koje

nazivamo visinama energije. Tako je:

h (=) m - potencijalna ili geodetska visina odnosno visina energije poloţaja,

H (=) m - visina energije pumpe,

hgub (=) m - visina energije gubitaka.

Bernulijeva teorema sada bi mogla i ovako da glasi: Suma visina svih oblika energije je

konstantna na bilo kojem preseku posmatranog hidrodinamičkog stacionarnog sistema.

Ovakav smisao Bernulijeve jednačine moţe se najbolje objasniti na praktičnom primeru

strujanja stacionarnog realnog fluida (slika 5.14.)

85

U preseku A nivo fluida u pijezometrijskoj cevi se podigao za visinu koja odgovara iznosu

(h1+p1/ρg) .Udarajući o Pitovu (Pitoo) cev fluid se na tom mestu zaustavlja, usljed čega se

kinetička energija fluida

pretvara u ekvivalentnu energiju pritiska, a nivo stuba

tečnosti u Pitovoj cevi se uvećava u odnosu na pijezometrisku cev za iznos koji odgovara

kinetičkoj energiji. Prema Bernulijevoj teoremi moţe se pisati da je visina svih oblika

energije:

Ova razlika nivoa stuba tečnosti u pijezometrijskoj i Pitovoj cevi odgovara razlici "visine"

kinetičke energije fluida u preseku A. Međutim, nivo stuba tečnosti u Pitovoj cevi, ne

odgovara nivou tečnosti u rezervoaru i razlikuju se za visinu označenu sa . Ta

razlika predstavlja visinu energije utrošenu na prevladavanje unutrašnjeg trenja i trenja

fluida o zidove cevi i ispoljava se u vidu "visine" gubitka energije.

U preseku B razlika nivoa tečnosti između pijezometriske i Pitove cevi je veća zato što je

poprečni presek cevovoda na tom mjestu uţi, jer se prema zakonu kontinuiteta (

) brzina v2 mora znatno povećati, a time se povećava i "visina" kinetičke

energije

Visinska razlika nivoa h2gub takođe predstavlja "visinu" gubitka energije, koja je, nakon

pređenog puta između preseka A i B veća od visine gubitka u preseku A koja je iznosila

h1gub (h2gub > h1gub).

U presjeku C proširenje poprečnog preseka cevi je znatno veće, što dovodi do smanjenja

brzine strujanja, pa je i "visina" kinetičke energije

.

Na slici se uočavaju linije koje povezuju nivoe tečnosti u pijezometrijskim cevima (a i b)

koje se nazivaju linijama pijezomatriskog pritiska koje se razlikuju od vaţećeg zakona za

statiku fluida po kojem je:

86

jer je očigledno da se linije pijezometriskog pritiska zbog promene brzine fluida mogu

podizati ili spuštati. Linije koje povezuju nivoe tečnosti u Pitovim cevima zovu se linije

gubitka energije prouzrokovane usled gubitaka trenjem. Na osnovu Bernulijeve

jednačine primenjene na stacionarno strujanje realnog fluida moţe se izračunati visina

energije pumpe potrebna za prenos fluida između bilo koja dva preseka posmatranog

hidrauličkog sistema:

∑

U literaturi se ovaj izraz navodi kao jednačina za proračun "ukupne visine pumpe", na

osnovu kojeg se moţe izračunati i snaga pumpe.

Snaga pumpe na osnovu koje se moţe odrediti potrebna snaga pogonskog elektromotora,

predstavlja rad pumpe odnosno energiju utrošenu u vremenu:

gdje je: Ep - energija pritiska kao karakteristicna energija za rad pumpe.

Ako se uzme da h predstavlja ukupnu visinu pumpe H dobije se:

Kako je stepen djelovanja aparata (η ≤ 1) pa prema tome i pumpi, to znači da teorijski

izračunatu snagu treba deliti sa η da bi se dobila stvarno potrebna snaga:

Stvarna snaga potrebna za pogon pumpe jednaka je:

gde je:

, zapreminski protok fluida.

Stepen delovanja centrifugalnih pumpi koje su i najčešće u upotrebi kreće se η = 0,6 -

0,7.

6.7.2. Primena Bernulijeve teoreme na gasove

Gasove, za razliku od tečnosti karakteriše njihova kompresibilnost i u stanju su da vrše

rad ekspanzijom i to:

- na račun primljene toplote izvana (izotermno strujanje),

- na račun zapreminske i unutrašnje energije (adijabatsko strujanje) i

- na račun sva tri nacina (politropno strujanje)

87

Uzimajući u obzir unutrašnju energiju gasa, Bernulijeva jednačina za gas u

diferencijalnom obliku glasi:

Prema prvom zakonu termodinamike je:

Supstitucijom ovih vrednosti u Bernulijevu jednačinu za gas dobija se:

Integriranjem ovog izraza u granicama stanja 1 do 2 sledi:

∫

Za realne sisteme je:

∫

Pošto je: p/ρ - konstanta za izotermni rad; p/ρχ - konstanta za adijabatski rad i p/ρn -

konstanta za politropski rad, tada su izrazi Bernulijeve jednačine za realne gasove

sledeći:

(

)

(

)

U ovim izrazima zanemarena je razlika potencijalne energije poloţaja (h2 – h1) zbog male

specificne mase gasova.

6.7.3. Primjena Bernulijeve jednačine na merenje brzine strujanja

Instrumenti za merenje brzine strujanja fluida, a time posredno i njihovog protoka,

zasnivaju se na praktičnoj primeni Bernulijeve jednačine. Merenje protoka fluida je

jedno od osnovnih merenja u hemijsko - inţenjerskoj tehnici. Materijalne i energetske

bilanse procesa moguće je postaviti samo pod uslovom da se pored ostalih veličina,

88

poznaju i količine materija koje ulaze i napuštaju posmatrani proces. Za merenje protoka

u praksi se najčešće koriste sledeće metode:

- direktna merenja;

- dinamička merenja;

- površinska merenja i

- protočna merenja.

6.7.3.1. Direktna merenja

Direktna merenja predstavljaju najelementamiji način merenja kojima se često vrše

mjerenja u cilju baţdarenja drugih instrumenata. Princip merenja se sastoji u merenju

vremenskog intervala τ za koji protekne određena zapremina V, masa m ili teţina fluida

G. U zavisnosti koji vid merenja se sprovodi dobija se zapreminski, maseni ili teţinski

protok.

Tako je:

Međusobna zavisnost ovih protoka data je preko gustine ρ ili zapreminske teţine γ:

i

6.7.3.2. Dinamička merenja

U ovu grupu instrumenata spadaju:

- merna blenda (oštrobridni zaslon) ili prigušna ploča;

- venturimetar (Venturi cev);

- Pito-Plandtlova cev.

Instrumenti iz ove grupe konstruisani su tako da izazivaju pad pritiska, koji se moţe

meriti. Taj pad pritiska je u funkciji protoka. Sva ova merenja se zasnivaju na merenju

razlike izazvane promenom kinetičke energije fluida. Jedan od najjednostavnijih uređaja

za merenje razlike pritiska je takozvani U - manometar koji se sastoji iz savijene

staklene cevi napunjene sa dva nestišljiva fluida različitih gustina i koji se međusobno

ne mešaju. Krajevi manometra se vezuju za prostore između kojih se meri razlika

pritisaka. Na slici 4.15. prikazan je diferencijalni U-manometar.

89

Slika 5.15. Diferencijalni manometar (U- manometar)

Neka u takama 2 i 1 djeluju razliciti pritisci p2 i p1 čija se razlika ţeli izmeriti, tada je:

p2 = p1 + Δp (5.65)

U momentu od početka dejstva ovih pritisaka doći će do pomeranja fluida u cevi

manometra, sve dok se ne uspostavi ravnoteţno stanje prikazano na slici 4.15. U cevi

manometra nalazi se merna tečnost gustine veće od gustine fluida koji struji kroz

cevovod. Slučaj je isti kao kod pijezometra (d1 = d2 odnosno V1 = V2), pa će Bernulijeva

jednačina glasiti:

gdje je: hgub = Δh, razlika visine stuba merne tečnosti.

Mnoţenjem jednačine sa (ρ•g) clanovi jednačine se pretvaraju u pritisak s tim što se član

hgub mnoţi sa gustinom merne tečnosti pa se dobije:

Kako je: , to se sređivanjem izraza dobija: ,

odnosno: (5.67)

Izmereni pritisak i gornja (manometarska) jednačina su osnov merenja i proračuna

brzine strujanja fluida kroz cevni vod.

Merna blenda

Merna blenda je najjednostavniji instrument za merenje protoka dinamičkom metodom.

Sastoji se iz ravne ploče sa kruţnim otvorom u sredini koja sa postavlja poprečno na

pravac strujanja fluida.

Merna blenda je istrument koji meri pad pritiska izazvan promenom oblika i rasporeda

strajnica.

90

Slika 5.16. Merna blenda, odnosno prigušna ploča

Maksimalno suţenje strujnica je na odstojanju od ploče, od jednog do dva prečnika

cevovoda D. Tačka maksimalnog suţenja zove se vena contracta i njen tačan poloţaj

zavisi od protoka i odnosa prečnika cevovoda i prečnika prigušne ploče. Da bi se

osigurala maksimalna razlika nivoa u manometru, merno mesto 2 mora biti postavljeno

na mesto vena contracte.

Bernulijeva jednačina za ovaj slučaj glasi:

Prema zakonu kontinuiteta je: V1∙D2 =V2∙d2

Uvrštavanjem u Bernulijevu jednačinu dobija se:

(

)

√

[ ⁄ ]

Međutim, prečnik strujnica (mlaza) u najuţem preseku se ne moţe tačno utvrditi, pa se

zbog te greške kao i zbog zanemarivanja trenja poslednji izraz popravlja koeficijentom

(k) u cilju dobijanja srednje brzine strujanja.

√

[ ⁄ ]

Koeficijent (k) zavisi od konstrukcije uređaja i reţima strujanja Re, a njegova vrednost se

određuje baţdarenjem uređaja i najčešće je k ≈ 0,6-0,7. Osnovni nedostatak merne blende

je što uzrokuje stalni gubitak pritiska zbog stalnog i snaţnog vrtloţenja iza suţenja tako

da pritisak na tom mestu iznosi cca. 50 % prvobitnog. Zato se ovakav uređaj koristi

ponekad kod privremenih a ne i kod stalnih merenja.

Merna mlaznica prouzrokuje manje gubitke pritiska zato što nema oštre ivice, pa je i

popravni koeficijent (k) za ovako modifikovan uređaj nešto veći.

91

Slika 5.17. Merna mlaznica Venturijeva cev (venturimetar)

Princip rada Venturijeve cevi je identičan sa onim kod merne blende, a pravilno

postavljena Venturijeva cev (slika 4.18) svodi otpore na minimum. Ova cev je tako

profilisana da pri proticanju fluida kroz nju ne dolazi do odvajanja graničnog sloja, te su

i otpori minimalni. Za proračun brzine strujanja koristi se isti izraz kao i za mernu

blendu s tim što je popravni koeficijent (k) veći i za normalna tehnička merenja iznosi:

k = 0,80-0,89, a gubitak pritiska je svega 10 %.

Slika 5.18. Venturi cev (venturimetar)

Pito-Prandtlova cev

Pito-Prandtlova cev je uređaj koji meri brzinu u jednoj tački. Sastoji se iz dve

koncentrične cevi, postavljene paralelno sa tokom fluida. Spoljašna perforirana cev

povezuje anularni sa spoljašnjim prostorom, upravno na pravac strujanja fluida.

Anularni prostor je jednim krajem vezan za jedan kraj U-manometra, a na drugi kraj U-

manometra spojena je unutrašnja cev.

Saglasno Bernulijevoj jednačini, pošto brzina pada na nulu u zaustavnoj tački, kinetička

energija fluida prelazi u energiju pritiska (dinamički pritisak), pa odgovarajući krak

manometra registruje statički+dinamički pritisak (p2). Na otvoru spoljašnje cevi, brzina

je jednaka nuli, pa odgovarajući krak ma- nometra registruje samo statički pritisak (p1).

Slika 5.19. Pito - Prandtlova cev

Unutar Pito-Prandtlove cevi nema kretanja fluida, a anularnim prostorom se prenosi

statički pritisak. Na otvorenom kraju unutrašnje cevi dolazi do zaustavljanja kretanja

fluida, a brzina pada na nulu. Pošto ovaj uređaj meri brzinu u jednoj tački, da bi dobili

92

tačne podatke cev mora biti precizno izrađena i postavljena idealno paralelno sa

strujnicama u cevi. Da bi se merenjem došlo do vrednosti srednje brzine, merenja bi se

morala vršiti u nizu tačaka po poprečnom preseku toka fluida. Pito-Prandtlova cev se u

cevovod ugrađuje tako da njen ulazni kraj bude tačno u osi cevi. U tom slučaju meri se

maksimalna brzina strujanja:

√

koja se mora korigovati popravnim koeficijentom (k) da bi se odredila neka srednja

brzina strujanja.

gdje je: Vsr = 0,5Vmax, laminarni reţim,

Vsr = (0,8 - 0,9)Vmax, turbulentni reţim.

Nedostaci Pito-Prandtlove cevi su i ti jer meri male razlike pritiska što zahteva upotrebu

osjetljivih manometara.

Površinska merenja protoka

Za površinska merenja protoka fluida u upotrebi su dva osnovna tipa merača i to

rotametar i prelivnici od kojih su najpoznatiji Tompsonov (Thompson) prelivnik.

Rotametar se sastoji od plovka (čigra) koji se slobodno vertikalno kreće unutar konične

merne cevi, kroz koju protiče fluid odozdo naviše. Plovak se zadrţava na određenoj visini

u cevi rotametra, kada se izjednače sile gravitacije, pritiska i sile otpora koja uključuje

otpor usled površinskog trenja i otpor usled oblika plovka. (slika 4.20.).

Uspostavljanjem ravnoteţe, zbir svih sila, koje dejstvuju na plovak mora biti jednak nuli.

Te sile su: sila gravitacije Fg koja dejstvuje naniţe, sila potiska Fp koja dejstvuje naviše i

sila otpora fluida Fot koja takođe dejstvuje naviše.

Slika 5.20. Sematski prikaz rotametra 1-konusna cev; 2-plovak (čigra); 3-gornji

graničnik; 4-donji graničnik

Rotametri se široko primenjuju u procesnoj industriji i različitih su konstrukcija. U

praksi se vrlo retko vrši proračun rotametara, već se na osnovu kataloga proizvođača

odabere neki od tipova prikladan za zadane uslove merenja. Merna cev rotametra je

izbaţdarena tako da visina plovka direktno pokazuje protok fluida. Međutim, u praksi se

često javlja potreba da rotametar kupljen za jedne uslove merenja treba prebaţdariti za

93

druge uslove. U katalozima su obično preporučene jednačine u tu svrhu. Ukoliko se ne

raspolaţe sa katalozima, moţe se posluţiti izrazima:

√

√

gde su: Vo – projektovani zapreminski protok rotametra

V1 – merni zapreminski protok;

Cr – konstanta rotametra;

T (=) K, termodinamička temperatura;

p (=) Pa, pritisak;

ρ (=) kgm-3, gustina fluida;

ρpl (=) kgm-3, gustina materijala (plovka).

Indeksi 0 i 1 odnose se na projektnu veličinu rotametra i nove uslove merenja. Konstanta

rotametra zavisi od oblika plovka i Re kriterijuma što je prikazano na slici 4.21.

Slika 5.21. Konstanta protoka rotametra za razlicite oblike plovka

Princip rada prelivnika isti je kao i kod rotametra, s tim što se prelivnici koriste za

merenje protoka samo tečnosti i to najčešće vode u otvorenim kanalima.

94

6.8. Tečne petrobitumije-nafta

6.8.1. Sastav i fizičko hemijske karakteristike nafte

Nafta (zemno ulje, petroleum, crude oil) – na molekulskom nivou sadrţi ugljikovodonična

jedinjenja kao i organska jedinjenja sumpora, azota i kiseonika, a mogu biti prisutni i

metali ali u manjoj količini. I ako veći deo sastava nafte čine ugljikovodonici, vrsta i

način njene obrade većinom je određen neugljikovodičnim sastavom (sumpor, kiseonik i

azot). Organska jedinjenja sumpora, azota i kiseonika imaju tendenciju koncentriranja u

naftnim frakcijama s višim temperaturama ključanja i na taj način bez obzira na njihov

početni sadrţaj u sirovoj nafti znatno oteţavaju obradu tih naftnih frakcija.

Ugljikovodični deo nafte većinom se sastoji od parafinskih, naftenskih i aromatskih

organskih jedinjenja. Olefinska jedinjenja se uobičajeno ne nalaze u sirovoj nafti, kao ni

acetilenski ugljikovodonici.

Udeo parafina u sirovoj nafti zavisi od vrste nafte, međutim, uopšteno će se udeo

parafinskih ugljikovodonika smanjivati s povećanjem molekulske mase. U benzinskim

frakcijama će tako udeo parafinskih ugljikovodonika dostizati 80 %, dok će u mazivim

uljima iznositi do 30 %. Količina različitih jedinjenja nekog homolognog niza znatno

varira s obzirom na njihov apsolutni i relativni sadrţaj. U bilo kojoj frakciji sirove nafte

moţe postojati manji broj jedinjenja koje čine veći dio sadrţaja te frakcije, a vrsta tih

jedinjenja zavisiće od prirode izvornog materijala kao i od relativnog sadrţaja pojedinih

jedinjenja koji preovladavaju u uslovima stvaranja sirovine.

Elementarni sastav – prosečno (%):

C 83-87

H 11-14

S 0.5-6

N 0.1-2.0

O 0.05-1.5

Metali u tragovima: #$2 40 metala. najvaţniji: Fe, Al, Ca, Mg, Ni, V.

6.8.1.1. Parafini

Parafini su zasićeni ugljikovodonici s opštom formulom: CnH2n+2(alkani), a mogu biti

ravno lančani (normalni, n-parafini) ili razgranati (izoparafini). Lakši gasoviti parafini,

C1–C4, nalaze se rastvoreni u nafti ili u leţištima prirodnog gasa gde im je udeo veći od

95 %, a preteţno su to metan, etan, propan, butan, izobutan i 2,2-dimetilpropan. Tečni

parafini, S5–S17, najzastupljenija su parafinska ugljikovodičnajedinjenja u nafti, a

njihova temperatura ključanja raste s porastom molekulske mase. Њihov sadrţaj u nafti

je 30 - 70%. Takođe, s povećanjem broja ugljenikovih atoma parafinskih jedinjenja

progresivno raste i broj mogućih izomera ( S6...5 izomera, S12.. .355 izomera , S18.. .60532

izomera ) koji imaju veći oktanski broj od n-parafina.

Čvrsti parafini, S16–S78, prisutni su u svim naftama, otopljeni ili dispergovani, s

različitim udelima koji često mogu biti i do 5 %, ali u nekim naftama je utvrđeno i 7,

odnosno 12 % od čega je oko 50 % n-parafina.

угљоводоници

↗ парафини:н-,изо-, разгранати

→ циклопарафини (=нафтени)

↘ аромати →деривати бензена

95

6.8.1.2. Cikloparafini

Cikloparafini (cikloalkani) su zasićeni aliciklični ugljovodonici sa opštom formulom za

monociklične, CnH2n (cikloalkani, nafteni), biciklične CnH2n-2, triciklične CnH2n-4,

tetraciklične CnH2n-6. Kod monocikličnih ugljovodonika u nafti su prisutni u značajnoj

količini petočlani i šestočlani nafteni. S obzirom na strukturu pored mogu biti

monocikličnih, bicikličnih, mogu biti i kondenzovani (određene su strukture sa bočnim

lancima do 30 S atoma i kondenzovani spojevi sa 4 i više prstenova).

To su najzastupljenija ugljovodonična jedinjenja u nafti, te mogu imati udeo od 25 do

75%. Њihov sadrţaj u nafti raste sa povećanjem molekulske teţine nafte.

6.8.1.3. Аromati

Аromati (areni) su ugljovodonici su jedinjenja čiji su molekuli prisutni u cikličnom

konjugovanom sistemu. Uglavnom njihovu osnovu čini šestočlani benzenski prstenovi, a

u nafti se nalaze sa udelom između 10 i 20 % (posebno do 30 %). Najvaţniji aromatski

jedinjenja u nafti su pored benzena i njegovih homologa (toluen, etilbenzen, o-, m-, p-

ksileni),biciklični naftalen i njegovi homolozi, triciklični fenantren, antracena i njihovi

homologe, tetraciklični: pirena, homolozi i dr. (manje od 3 %).

Derivati

naftalena

F fenentren + SH3 Antracen Benzantracen Piren + SH3

1. Monociklični parafini

Ciklopentan Cikloheksan

2. Biciklični

cikloparafini (zdruţeni

prstenovi)

Dicikloheksil Dicikloheksilmetan

3. Kondenzovani

cikloparafini

Diciklo (3,3,0) oktan

Pentalan

Diciklo (4,3,0) nonan

hidrindan

Diciklo (4,4,0)

dekan

dekalin

Diciklo (2,2,1) heptan

nonbornan

S10H16

adamantan

96

6.8.1.4. Hibridni ugljovodonici

Hibridni ugljovodonici (ceresins) su ugljovodonična jedinjenja koja sadrţe strukturne

karakteristike aromata i cikloparafina. Čine ih mešovite strukture parafina-naftena,

parafina, aromatičnih ugljovodonika i nafteni-aromati. U osnovi oni su čvrsti alkani sa

dugim lancima sa smešom ugljovodonika koji sadrţe ciklične ili aromatične prstenove.

Oni su glavni deo parafina depozita u procesima proizvodnje i prerade. Tetra- i penta-

ciklični ugljovodonici nađeni su u teškim frakcijama gasnih i mazivih ulja.

Hibridni

ugljovodonici

Tetralin 1,2,3,4 tetrametil

tetralin fluoreni

6.8.1.5. Heteroatomska jedinjenja

To su ugljovodonici, u kojima je molekularnu strukturu uključen kiseonik, sumpor, azot i

metali. U heteroatomska jedinjenja spadaju:

1. Oksigenati - fenoli, naftenske kiselina, masne kiseline, itd. Sadrţaji u nafti je

od 0.1 do 1%;.

2. Sumporna jedinjenja - merkaptani, sulfidi, disulfidi, tiofeni itd, Sadrţaji u

nafti je od 0,1 do 1-6%.;

3. Аzotna jedinjenja - amini, piridin, hinolin, pirol, sl, kao i njihove derivati,

sadrţaj u nafti je od oko 0,02 do oko 0,4 -1%;

4. Porfirini - imaju strukturu baze, koju čine četiri pirolova prstena sa

koordinacionim jedinjenjima vanadijuma, nikl, itd. Sadrţaj u nafti je manji

od 1%;.

5. Smole i asfalteni - visoko molekularna jedinjenja koja sadrţe dva ili više

heteroatoma; Sadrţaj u nafti je od 1 do 35%.

Najveća količina heteroatomskih jedinjenja nalazi se u naftnim frakcijama velike

molekulske mase, koja ima temperaturu ključanja iznad 300 °S. U naftama iz Zapadnog

Sibira sadrţaj heteroatoma je i do 15%. Pored heteroatoma nafte sadrţe i male količine

minerala i vode.

6.8.1.6. Sumporna jedinjenja

Sumporna jedinjenja su jedna od najvaţnijih heteroatomskih organskih jedinjenja koja

se nalaze u nafti s udelom između 0.1 i 2 % (vrlo retko do 7 %). U nafti je prisutno više od

200 različitih sumpornih jedinjenja, a najčešći su to sumporovodonik, merkaptani (tioli),

sulfidi, disulfidi, i tiofeni.

1. Merkaptani (tioli): imaju opštu formulu: R-SH, korozivni su i vrlo neugodnog mirisa

(etiltiol, C2H5–SH, oseća se pri koncentracijama 0.6-0.02 mg/kg)

97

metantiol cikloheksantiol Reakcija tiola pri povišenoj temperaturi

2. Sulfidi: imaju opštu formulu: R-S-R, disulfidi: R-S-S-R,

Polisulfidi: R-Sn-R

3.Tiofeni:

tiofen benztiofen Dibenztiofen dimetildibenztiofen

6.8.1.7. Аzotna jedinjenja

Аzotna jedinjenja – prisutna su u nafti u udelima koji variraju između 0.02 i 1.5 %, a

mogu biti bazni (izdvajaju se s H2SO4) i neutralni.

Bazni

(ssa.30%)

piridin Indolin kinolin amidin

Neutralni

(ssa.70%)

Porfirin

+

Kompleksi sa

V, Ni, Fe pirol indol karbazol

6.8.1.8. Jedinjenja kiseonika

Jedinjenja kiseonika se u nafti mogu nalaziti u različitim oblicima organskih jedinjenja

te je njihov udeo uobičajeno manji do 2%. Organska kiseonikova jedinjenja na višim

temperaturama su vrlo korozivna, a posebno ikovi spojevi su pri višim temperaturama

vrlo korozivni, a posebno Pb, Zn, Cu.

Karboksilne kiseline

+ Diciklične

alifatske Monociklične

naftenske Аromatske

estri amidi ketoni benzofuran

98

}18%

6.8.1.9. Metali

Metali – V, Ni, Fe, Mo, Cu, Na, Si, Al, Zn i jedinjenja metala spojevi koji se pojavljuju u

sirovoj nafti s udelima između 0.02 i 0.03% imaju veliki značaj pri preradi nafte u

odnosu na njihov vrlo mali sadrţaj. Tako će čak i tragovi gvoţđa, bakra te naročito nikla i

vanadijuma u ulaznim sirovinama za katalitičko krekovanje uticati na aktivnost

katalizatora i prouzrokovati povećane prinose gasa i koksa, uz smanjenje prinosa

benzina. Dve grupe metala nalaze se u značajnijim koncentracijama u izvornim sirovim

naftama:

Cink, titanijum, kalcijum i magnezijum nalaze se u obliku soli i organometalnih sapuna

koji imaju površinski aktivne karakteristike, a adsorbovani su na međufaznoj površini

voda/nafta i ponašaju se kao stabilizatori emulzija. Pri povišenoj temperaturi dolazi do

hidrolize metalnih soli pri čemu nastaju spojevi koji prouzrokuju pojavu korozije.

Vanadijum, bakar, nikal i deogvoţđa nalaze s u obliku jedinjenja topljivih u nafti. Ovi

metali imaju sposobnost stvaranja kompleksa s pigmentima pirola koji se nalaze u

klorofilu i hemoglobinu te su sigurno bili dio izvornog biljnog i ţivotinjskog materijala.

Nikal i vanadijum često stvaraju i komplekse s porfirinom.

Primer sastava nafte – Ponca City (SAD):

1. Parafini

n- CH3 – CH2 – R 14%

izo- CH3 – CH (CH3) – R

razgranati CH3 – CH2 –CH (CH3)n – R

2. Cikloparafini

alkil-ciklopentani 10%

alkil-cikloheksani 6%

kondenzovani prstenovi 5%

3. Аromati

alkil-benzeni 18%

binuklearni 17%

tri + tetra 4%

arom. cikl. 5%

Fluoreni 3%

Σ = 100%

99

Frakcioni sastav nafte odraţava sadrţaj jedinjenja koja ključaju na

pojedinimtemperaturnim opsezima. Nafta ključa u veoma širokom temperaturnom

opsegu - 28-540 °S.

28-180S – široka benzinska frakcija;

140-200S – vajt špirit;

180-320S – široka kerozinska frakcija;

150-240S – kerozin;

180-280S– avionsko gorivo;

140-340S – dizelsko gorivo (letnje);

180-360S – dizelsko gorivo (zimsko);

350-500S – široka uljna frakcija;

380-540S – vakuumgasno ulje.

Frakcionisanje se vrši na АVT – atmosferskom i vakuum separatoru.

6.8.2. Fizičko-hemijske karakteristike nafte

Osnovna fizička svojstva nafte ujedno su fizička svojstva karakteristična za sve tečnosti.

Prema Аksin (1967.) fizička svojstva nafte mogu se svrstati u pet grupa i to mehanička,

optička, termička, električka i mirisna.

6.8.2.1. Površinski napon

To je svojstvo vrlo vaţno pri migraciji nafte zbog razlike u površinskoj napetosti vode i

nafte. Posledica je međusobnog privlačenja molekula silom koja je proporcionalna

proizvodu njihovih masa, a obrnuto proporcionalna kvadratu njihovih udaljenosti (2.1):

Molekul udaljena od površine tečnosti ili dodira 2 tečnosti nalazi se u stanju ravnoteţe,

jer je okruţena istovrsnim molekulima, pa je rezultanta privlačnih sila izbalansirane.

No, molekuli na površini nisu okruţene istovrsnim molekulima jednakih masa, pa će

rezultirajuća sila imati neku veličinu, te će se stvarati napetost površine oblikujući je

poput opne (membrane). Da bi molekuli prešle preko te površine trebaju određenu

količinu rada nazvanog površinska energija #$5erg / cm2#$8 ili površinska napetost

#$5din / cm#$8. Odnosi između jedinica su sledeći: 1 erg=1 dyn·cm, 1 dyn=10-5

N, a 1 dyn·cm-1

=10-

3 N·m

-1

6.8.2.2. Gustina

Gustina – definiše se kao masa uzorka u jedinici zapremine pri određenoj temperaturi, a

izraţava se u g / cm3; kg / m3.

= m / v #$5g/cm3; kg/m3#$8 (6.1)

100

Relativna gustina (o) – definiše se kao odnos mase određenezapremine uzorka, nafte (n)

i mase iste zapremine voden(w) na 4oS, pa je prema tome bezdimenziona veličina.

(6.2)

Gustina i relativna gustina ugljikovodičnih naftnih frakcija dve su karakteristike koje

imaju široku primenu za njihovu preliminarnu karakterizaciju. Gustina se još izraţava i

u stepenima °АPI (АRI, American Petroleum Institute), a izračunava se iz sledećeg

izraza:

Relativne gustine naftnih frakcija uobičajeno imaju vrednosti od 0.8 (45.3 °АPI) za lakše

frakcije do iznad 1.0 (10 °АPI) za teške asfaltenske frakcije. Na gustinu naftnih frakcija

utiče njihov hemijski sastav. Povećanje sadrţaja aromatskih jedinjenja izaziva povećanje

gustine dok povećanje sadrţaja zasićenih jedinjenja izaziva smanjenje gustine naftne

frakcije. Gustina (relativna gustina) i °АPI mogu se izmeriti pomoću tzv. areometra ili

pomoćupiknometra. Zavisnost gustine od temperature, odnosno koeficijent širenja vrlo je

vaţna tehnološka karakteristika jer se većina naftnih proizvoda prodaje s obzirom na

zapreminu te serelativna gustoća najčešće određuje pri temperaturi (21 °S), a ne na

standardnoj temperaturi(15.56 °S).

Na osnovu °АPI nomenklature izvršena je podela nafti na lakše i isparljivije i teške i

viskozne. Lake nafte imaju АPI gustinu od 30 do 40 stepeni, što znači da je gustina je

mnogo manje od 1,0 g / cc. Nasuprot tome, neke teške nafte imaju АPI gustinu manju od

12 stepeni, što znači da su teţe od vode.

Gustina (ρn) i specifična teţina (dn) se ne poklapaju uvek. Specifična teţina je odnos teţine

nafte i teţine iste zapremine vode. Obično gustina razdvojene (stabilisane i separisane)

nafte je u opsegu 820-950 kg/m3. Gustine nafte su konvencionalno razdvojene u 3 opsega:

lake gustine 820-860, 860-900, srednje i teške 900-950 kg/m3. Što je niţa gustina nafte,

što je lakša nafta, veći prinos svetlih derivata (benzin, dizel, kerozin). Sa porastom

temperature, gustina izdvojenih naftnih frakcija se smanjuje, a povećava sa povećanjem

pritiska.

Gustina slojne nafte zavisi od sastava, pritiska, temperature, količine rastvorenog gasa.

Sa porastom slojnog pritiska smanjuje se gustina nafte, do pritiska koji je jednak

pritisku zasićenja, povećanjem količine rastvorenog gasa (slika 3.1.). Sa povećanjem

količine rastvorenih lakih ugljovodonika vrednosti gustina gasa opada.

101

Slika. 3.1 . Promena gustine slojne nafte u zavisnosti od pritiska

Ne utiču svi gasovi rastvoreni u nafti, jednako na promenu gustine. Sa porastom pritiska

gustina nafte se značajno smanjuje kada se zasićava ugljovodoničnim gasovima. Gustina

nafte zasićenjem azotom ili ugljen-dioksida malo se povećava sa povišenjem pritiska. Sa

porastom temperature na pritiscima manjim od gustine naftnog sloja, pritisak zasićenja

nafte će se povećati.

Vrednost povećanja gustine depozita raste od «kape», prema bočnim delovima sloja i

prema dnu sloja.

6.8.2.3. Viskozitet

Viskozitet – je najvaţnija karakteristika tečnosti, koja utiče na tečljivost nafte i naftnih

proizvoda i mera je unutrašnjeg otpora pomeranja tečnosti koje izazivaju kohezione sile

među molekulama ili molekulskim aglomeratima.

Indeks viskoznosti se uzima u obzir prilikom procene stepena filtrabilnosti u formiranju

eksploatacione bušotine, i kod izbora i izračunavanju pumpi za naftu i drugo.

Nafta je neidealan sistem (fluid). U pogledu hemije ugljovodonika i međusobne hetero

interakcije (fizičke, Van der Waals mehaničke interakcije). Sa matematičke tačke

gledišta sve posmatrane makrokarakteristike sistema nafte ne mogu se dobiti prostim

principom aditivnosti komponenata, zbog međusobne interakcije komponenata.

Parametar viskoznost najuţe korelira sa stepenom tih interakcija između komponenata.

Dinamički viskozitet (apsolutna, dinamička viskoznost) definiše se kao odnos

primenjenog naprezanja smicanja i gradijenta brzine smicanja. Predstavlja silu trenja

(unutrašnji otpor), koji nastaje između dva susedna sloja unutar tečnosti ili gasa na

jedinici površine jedinice u njihovom međusobnom pomeranju (kretanju) (sl. 3.2.).

Jedinice kojima se iskazuje dinamički viskozitet u cgs sistemu mera je poise(poise)

odnosno centipoaz (centipoise), a u SI sistemu mera Pascal sekunda (Pascal sekunda,

102

Pa x s, mPa x s), odnosno mili Pascal sekunda (mPa x s), ili CGS sistemu #$5poises (PZ)

centipoaz (cps)#$8 = #$5g / (cm × s)#$8. Pa·s = kg/(s × m)

Prilikom kretanja fluida postoje različiti tipovi protoka, tj. toka mogu biti:

1. Neprekidni tok: Neprekidni tok je tip toka koji se ne menja. Tu spadaju dve vrste

toka: Laminarni i turbulentni tok.

2. Neustaljeni tok : Neustaljeni tok opisuje se kao kretanjefluida bez ustaljenog tipa

toka. Tok se smatra neustaljenim u sledećim slučajevima:

a. Prilikom pokretanja toka

b. Pri promenama u prečniku cevi i dr.

Promene reţima toka sa promenama brzine proticanja uslovljene su vrednostima

―Reynolds‖-ovog broja i kritičnim brzinama. Pri ustaljenim uslovima, temperaturi i

pritisku fluidi su određeni:

a. Vremenom potrebnim da se promeni ustaljeni tip toka,

b. Њihovim svojstvima u laminarnom toku predstavljenim ―eksperimentalnim

dijagramom toka‖ili ―reogramom‖i

c. Tiksotropijom

Dijagram toka ili reogram:

Konstantne jednačine toka u tom dijagramu su ―reološki parametri‖ koji daju

karakteristike određenom fluidu. Osnovni parametri za ispitivanje su smicajna brzina

(v) i smicajno naprezanje(τ), koji se mogu opisati posmatranjem dve ploče na određenom

rastojanju ispunjene fluidom. Аko se nanesu izvesne sile na gornju ploču, dok donja

ostaje nepomična, biće dostignuta brzina koja je u funkciji sile, rastojanja između ploča,

zone izlaganja i viskoznosti fluida, prikazano jednačinom 3.4 i Sl.3.2.

Reologija je: Nauka o strujanjima tečnosti i deformacijama materije koje tom prilikom

nastaju (grč.). Reologija je deo klasične mehanike koja proučava deformaciju i proticanje

materije. Kada sila deluje na telo, uzrokuje njegovu deformaciju, a kod tečnosti, tj. tečnih

fluida takva sila uzrokuje protok.

Ламинарни ток је ток при коме

поједине честице флуида теже кретању у

равним линијама паралелно са током, уз

непромењену брзину. При току у

цилиндричној цеви та брзина је

максимална у оси цеви, а минимална

при зидовима цеви,

Турбулентни ток, је тип тока за који је

карактеристично вртложно струјање

честица флуида унутар тока

103

Naziv je skovao 1920. Eugene Bingham, profesor na Univerzitetu Lehigh, kao rezultat

predloga kolege Markusa Reinera. Naziv je inspirisan Heraklitovom poznatom izrekom

panta rei, "sve teče".

U praksi se reologija principijelno bavi proširenjem "klasičnih" disciplina elastičnosti i

(njutnovske) mehanike fluida na materijale čija mehanička svojstva ne mogu biti

opisana klasičnim teorijama. Takođe se bavi predviđanjima mehaničkog ponašanja (na

mehaničkoj skali kontinuuma) zasnovanih na mikro- i nanostrukturi materijala, npr.

Molekularnom veličinama i arhitekturi polimera u rastvoru ili raspodelom veličine

čestica u čvrstim suspenzijama.

Gde su: A - je površina kontakta sloja tečnosti (gasa), koji se kreću -. vidi sliku. 3.2;

F –sila sa kojom se deluje na ploče

v –brzina ploče

y – rastojanje između ploča

- viskozitet fluida,

U jednačini figuriraju: Smicajna brzina (V) = ⁄

⁄ ,

Smicajno naprezanje (=

⁄

Dinamički viskozitet je određen Newton-ovom jednačinom, uvođenjem gradijenta brzine

, promene brzine duţ pravca normalnog na brzinu kretanja:

gde – A je površina kontakta sloja tečnosti (gasa), koji se kreću -. vidi sliku. 3.2;

F - sila potrebna da se odrţi razliku između brzine slojevi na vrednosti dv;

dy - rastojanje između pokretnih sloj tečnosti (gasa);

dv - razlika između brzine koja se kreće sloj tečnosti (gasa).

- viskozitet fluida, koeficijent proporcionalnosti, apsolutne, dinamičke

viskoznosti.

Slika. 6.2. Kretanje dva sloja tečnog, jedan u odnosu na drugi.

104

Sa porastom temperature, viskozitet izdvojenih naftnih frakcija se smanjuje, a povećava

se sa povećanjem pritiska. Sa povećanjem molekulske mase, gustine i opsega

temperature ključanja frakcija, povećava se viskoznost.

Povezan parametar sa viskoznošću je tečljivost (); koja je recipročna vrednost od

viskoznosti:

Koeficient tečljivosti se pored dinamičke viskoznosti takođe koristi u kalkulacijama za

karakterizaciju nafte.

Kinematski viskozitet – je mera za otpor tečenju pod uticajem gravitacije. Predstavlja

osobinu fluida koja obezbeđuje otpornost na kretanje jednog dela tečne faze u odnosu na

drugu uzimajući u obzir silu gravitacije.

Određuje se merenjem vremena protoka tečnosti kroz kapilaru poznatih dimenzija, a

predstavlja odnos dinamičkog viskoziteta i relativne gustine.

Jedinice mere za kinematski viskozitet su: u SI sistemu - #$5m2/s mm2/s#$8; a u - CGS

sistemu - #$5Stokes (St, cm2/s) centistokes (cSt)#$8; 1 cSt = 1 x 10-4 m2 / s. Konverzija iz

CGS sistema u SI = 10−4 m2/s

Viskoznost slojne nafte uvek se značajno se razlikuje od viskoznosti separisane

(stabilizovane) nafte, zbog velikog količine rastvorenog gasa, povećanog pritiska i

temperature (Sl 3.3.). Viskoznost se smanjuje sa povećanjem količine ugljovodoničnog

gasa rastvorenog u nafti.

Sa povećanjem molekulske teţina gasne komponente (od SN4 do S4N10) viskozitet nafte

se smanjuje, a sa povećanjem molekulske mase tečne komponente (od S5N12 na više)

viskozitet nafte raste.

Sa porastom količine azota rastvorenog u nafti viskozitet slojne nafte raste. Povećanje

pritiska izaziva povećanje viskoziteta, a temperature - smanjenje. Viskoznost "sirove"

nafte je viši od viskoziteta nafte nakon separacije. Naftne smeše koja imaju viši sadrţaj

arena (aromata) imaju i viši viskozitet, od smeša kod kojih su dominantni alkani

(aromatska i parafinska nafta). Mnoge nafte sadrţe i asfaltene i smole (polarnije

komponente), veće viskoznosti.

105

Slika 6.3. Promena viskoziteta slojne nafte sa promenom pritiska i temperature

Viskozitet nafti iz različitih izvorišta i oblasti se razlikuje, moţe da se kreće od 100 do

desetak mPa × s. Viskozitet in-situ nafti (sirovih) moţe i 10 puta da bude niţi od

viskoziteta nafte nakon separacije.

Indeks viskoziteta – se koristi za brojčano prikazivanje uticaja temperature na

viskozitet.Dean i Davis (Dean i Davis) skala indeksa viskoznosti zasnovana je na

pridruţivanju 0 vrednosti za tipičnu naftu dobijenu s obala Meksičkog zaliva te vrednosti

100 za tipičnu naftu iz Pensilvanije (Pennsylvani), a ostalim naftama i naftnim

frakcijama pridruţuju se vrednosti između 0 i100 izračunate prema formuli:

gde su L i H viskoziteti referentnih uzoraka nafti sa vrednostima indeksa viskoziteta 0 i

100, a U je viskozit nepoznatog uzorka, s tim da su sve vrednosti viskoziteta uzete na 38

°C.

6.8.2.4. Kretanje fluida i sile koje se javljaju tokom kretanja

Između ploča Jednačina laminarnog toka daje

odnos τ-naprezanje na smicanje (― shear

stress‖) i v–brzine smicanja (―shear rate‖) za

određeni fluid, zavisno od temperature i

pritiska. U laminarnom toku fluid se smiče

paralelno sa smerom toka u ravnima različitih

brzina, tako da brzinu smicanja moţemo

definisati kao:

dimenzija za brzinu smicanja je s-1 ili 1/s.

106

Naprezanje na smicanjeje sila koja se pri toku fluida suprostavlja proticanju. Moţe se

smatrati analognom sili trenja između slojeva fluida i prikazati jednačinom:

Naprezanje na smicanje izraţava se kao pritisak izraţen u Pa.

Pri svakoj brzini smicanja fluid ima određenu viskoznost zvanu prividna viskoznost

(―Fann‖ viskoznost), koji je definisan jednačinom:

U jednačini ―τ― je naprezanje na smicanje i odnosi se na ―v‖, a dimenzije u kojima se

izraţava prividna viskoznost ―a― su u ―mPas‖(milipaskal sekunda).

Naprezanje na smicanje, brzina smicanja i prividna viskoznost mere se na zidovima cevi

kroz koju fluid protiče. Kod operacije na izradi bušotine naprezanje na smicanje i brzina

smicanja analogni su pritisku odnosno kapacitetu ispirne pumpe.

Viskoznost utiče na reološke osobine nafte. U jednačini (3.4) koordinate brzinu (dv) mogu

biti predstavljeni kao dx/dt, gde je x - duţina puta u pravcu brzine v, i t - vreme.

Vrednost dx/dy opisuje deformaciju () slojeva pomicanjem. Odnos F/A - je naprezanja na

smicanje () smicanje, koji nastaje pokretanjem slojeva fluida. Za njutnovske tečnosti

moţe se napisati Њutnova jednačina:

⁄ ⁄

Њutnonovska tečnosti ima smicanje koje je proporcionalno silama naprezanja i obrnuto

proporcionalna viskozitetu tečnosti. Jednačina (3.8) opisuje odnos između dinamičkog

trenja i stope smicanja i naziva se reološka. Reološke karakteristike nafte se određuje u

velikoj meri na osnovu svog sadrţaja smola, asfaltena i parafina.

6.8.2.5. Ne-Њutnovske tečnosti

To su tečnosti kod kojih je (viskozni otpor) viskoznostfunkcija uslova proticanja. Da bi se

odredilo ponašanje proticanja ovih tečnosti, potrebno je izmeriti otpor proticanja

najmanje kod dve brzine smicanja.

Isplake spadaju u Ne-Њutnonovske tečnosti, takvi fluidi se nazivaju i visko-plastični

fluidi.

Kod Binghamovih plastičnih tečnosti naprezanje na smicanje se menja linearno sa

brzinom smicanja, ali za razliku od Њutnovih tečnosti, potrebna je određena sila da bi se

tečnost pokrenula, sl.3.5.

Te tečnosti karakterišu dve konstante:

o = granica tečenja (kritično napreza-nje

na smicanje) koje odgovara minimalnoj sili

koja je potrebna za pokretanje toka;

μp = plastična viskoznost, koji odgovara

odnosu naprezanja na smicanje i brzini

107

smicanja, drugim rečima, nagibu krive kao funkciji koja se meri samo u linearnom delu

krive.

Slika 3.5: Prikaz Binghamovih plastičnih tečnosti

Teorijska jednačina proticanja koju je dao Bingham, daje zavisnost naprezanja kod

tečenja (na smicanje):

⁄

U sebi obuhvata: τo = granica tečenja, p - plastična viskoznost, koja je jednaka

linearnom padu krive ⁄

U praksi mnoge tečnosti ne slede tu jednačinu, pogotovo pri malim brzinama smicanja.

Kriva tada odstupa od teoretske, kao što je

prikazano na sl.3.6.

Po definiciji, plastična viskoznost (μr) je

povećanje sile smicanja iznad tačke tečenja, a

prouzrokovana je otporom mehaničkog trenja.

Plastična viskoznost je onaj deo otpora toku

(proticanju) koji nastaje zbog mehani-čkog

trenja, a na koji utiče koncentra-cija čvrstih

čestica, veličina i njihov oblik, te viskoznost

tečne faze.

Čvrste čestice u isplaci se dele na aktivne (poţeljne) i inertne (nepoţeljne). Čvrste

poţeljne čestice kao što su bentonit, barit, skrob, SMS itd., su najčešće namerno dodate u

isplaku. Nepoţeljne čestice su: pesak, glina, krečnjak, dolomit itd., i one su glavni uzrok

koji utiče na porast prividneviskoznosti.

Porastom gustine isplake i specifične površine čvrstih čestica u isplaci, povećava se i

plastična i prividna viskoznost.

Granica tečenja isplake (τo) je sila smicanja do tačke tečenja i predstavlja drugu

komponentu otpora toku isplake, a rezultat je elektrohemijskih sila ili ―privlačnih‖sila u

isplaci. Te privlačne sile su uzrokovane prisustvom pozitivnih i negativnih naboja na

površini čestica, dispergovanih u tečnoj fazi. Granica tečenja zavisi od tipa čestica i

površinskih naponaa na njima, količini čvrstih čestica u isplaci i koncentraciji katjona i

anjona u tečnoj fazi.

Proticanje viskoplastičnih ulja (nafte) moţe se aproksimirati zakonom snage (power law),

tj. zavisnošću stresa (naprezanja) kod tečenja (na smicanje) na modul brzine deformacije

gde K – mera konzistentnosti tečnosti sa povećanjem povećava viskozitet;

n – stepen funkcije, ukoliko je n = 1, jednačina (3.14) postaje jednačina koja opisuje

protok njutnovskih tečnosti.

108

6.8.2.6. Stišljivost nafte

Nafta, kao i sve tečnost ima elastičnost, tj sposobnost da promeni svoju zapreminu pod

uticajem spoljnih pritisaka. Smanjenje zapremine se karakteriše koeficientom

kompresibilnosti, stišljivosti (ili elastičnosti zapremine) :

Koeficient kompresibilnosti zavisi od pritiska, temperature, sastava nafte i gasnog

faktora. Nafte koje ne sadrţe rastvoreni gasa, imaju relativno nizak koeficijent

stišljivosti (0,4-0,7 GPa-1), a kod lakih nafti sa visokim sadrţajem rastvorenog gasa -

faktor stišljivosti se povećava (do 14 GPa-1). Shodno tome, povećanjem gustine faktor

kompresibilnosti opada, a sa rastom količine rastvorenih ugljovodoničnih gasova faktor

kompresibilnosti se povećava. Visoki faktori kompresibilnosti su svojstveni nafti, u

uslovima naftnog sloja i blizu su kritičnim. Porast temperature izaziva povećanje

koeficienta stišljivosti.

Sa količina rastvorenog gasa u ulju je takođe je povezan i zapreminski koeficijent b, koji

karakteriše odnos zapremine nafte u uslovima naftnog sloja, i nakon odvajanja gasa na

površini degazacijom:

gde je Vsl – zapremina nafte na uslovima sloja;

Vdeg – zapremina nafte pri atmosferskom pritisku i temperaturi od 20S posle

degazacije.

Koristeći zapreminski odnos, moguće je utvrditi skupljanja nafte (U), tj smanjenje

zapremine slojne nafte, prilikom izvlačenja na površinu (vol.%):

Skupljanje nekih nafti moţe da dostigne i vrednost od 45-50%.

6.8.3. Toplotne karakteristike

6.8.3.1. Nisko temperaturne karakteristike

a. Tačka zamućenja(CP) – je temperatura pri kojoj se u naftnim frakcijama prisutni

parafinska ili druga spojevi, koji prelaze u čvrsto stanje, pojavljuju u obliku magle ako se

uzorak hladi u točno propisanim uvjetima. To se događa uslijed zgušnjavanja raznih

ugljikovodičnih spojeva prisutnih u naftnim frakcijama.

b. Točka tečenja (ili stinjavanja)(PP) – je najniţa temperatura pri kojoj nafta, odnosno

naftna frakcija još uvijek moţe teći ako je hlađenje izvedeno u tačno definisanim

uslovima.

109

c. Točka smrzavanja (FP) – je temperatura pri kojoj ugljikovodična jedinjenja prelaze

iz tečnog stanja u čvrsto stanje. Za naftne frakcije koje su pri sobnoj temperaturi u

čvrstom stanju (parafinski vosak) ova temperatura se naziva tačka topljenja. Odnosi

tačaka zamućenja, tečenja i smrzavanja, odnosno topljenja znatno variraju između

pojedinih naftnih frakcija. Tačke zamućenja i tečenja se primenjuju za predviđanje

temperatura pri kojoj određena viskoznost ulja odstupa od prave (Newtonske)

viskoznosti u području niskih temperatura. One su korisne i za identifikaciju ulja te pri

planiranju načina skladištenja rezervi ulja jer niske temperature mogu izazvati

probleme pri rukovanju s nekim uljima.

d. Filtrabilnost (CFPP) – je svojstvo dizelskogg goriva koje se definiše kao donja

temperaturna granica do koje se odvija nesmetan protok unutar sistema za dovod goriva,

a utvrđuje se kao temperatura pri kojoj dolazi do taloţenja kristala voska koji začepljuju

pore filtera propisane aparature.

6.8.3.2. Visoko temperaturne karakteristike

a. Toplotna vrednost, toplotna moć, toplota sagorevanja označava količinu toplote

oslobođene sagorevanjem 1 kg tečnosti. Postoje gornja (Qv) i donja Qn toplota sagorevanja.

Više kalorične vrednosti - količina toplote koja se oslobađa tokom sagorevanja 1 kg

tečnošću, imaju tečnosti u prisustvu vlage u njima.

Nafta predstavlja smešu ugljenika i vodonika koji u procesu sagorevanja zajedno sa

kiseonikom daju toplotu Tokom sagorevanja vodonik i kiseonik se spajaju i rezultat toga

je voda Bruto toplotna vrednost (GCV) uključuje svu toplotu koja se oslobodila tokom

sagorevanja uključujući i onaj deo koji se sadrţi u vodi kao nusproizvod. Neto toplotna

vrednost (NCV) isključuje ovu toplotu sadrţanu u vodi Razlika između bruto i neto

toplotne vrednosti za čvrsta i tečna goriva najčešće iznosi 5-6% dok za gas je oko 10%

Čvrsta i tečna goriva se uvek iskazuju sa neto toplotnom vrednošću, dok se prirodni gas

uvek daje sa bruto toplotnom vrednosti

Sa povećanjem molekulske teţinu ugljovodonika gasa, vlaţnosti, molekulske teţine

frakcije povećava se toplotna vrednost.

b. Isparljivost– tečnosti ili tečnog naftnog gasa definiše se kao tendencija tečnosti da

pređe u gasnu fazu. Kako je jedna od tri ključna stavasagorevanja u plamenu, prisutnost

goriva u gasnom stanju, isparljivost je primarno svojstvo tečnih ugljikovodičnih goriva.

Na temelju isparljivosti ugljikovodičnih goriva izvršena je opšta podela naftnih

produkata na TNG, primarni benzin, motorni i avionski benzin, kerozin, gasna ulja,

dizelska goriva i loţiva ulja.

c. Tačka paljenja– je temperatura na koju se u tačno definisanim uslovima treba

zagrejati uzorak nafte ili naftne frakcije kako bi se razvijene pare u smesi sa vazduhom

prinošenjem propisanog plamena trenutno zapalile.

d. Tačka gorenja– je temperatura na koju se u tačno definiranisanim uslovima treba

zagrejati uzorak kako bi mogao kontinuirano goreti zapaljen propisanim plamenom.

110

Tačka paljenja je vrlo vaţan podatak za izvršenje sigurnog rukovanja, transporta,

skladištenja i korištenja naftnih proizvoda. Na osnovu tačke paljenja mogu se predvideti

potencijalne opasnosti od poţara ili eksplozije. Za proizvode s tačkama paljenja ispod 40

°S potrebno je poduzeti posebne mere sigurnosti pri rukovanju. Uzorci koji imaju tačku

paljenja višu od 60 °S prestaju predstavljati opasnost, a vaţnost im poraste kada ta

temperatura postane indirektna mera za neku drugu karakteristiku.

6.8.3.3. Destilacija

Destilacija je postupak kojim se u prikladnoj tikvici isparava tečna naftna frakcija na

atmosferskom ili niţem pritisku pri čemu se dobijaju podaci o temperaturnom području

ključanja ispitivanog uzorka. Dobijene vrednosti temperatura ukazuju na sastav

ispitivanog uzorka s obzirom da temperatura ključanja zavisi od molekulske mase i

strukture. Temperatura ključanja povećava se s povećanjem molekulske mase, a

izoparafini imaju niţe temperature ključanja od odgovarajućih n-parafina.

6.8.3.4. Аnilinska tačka

Аnilinska tačka se definiše kao temperatura pri kojoj se dve jednake količine ispitivane

ugljikovodične tečnosti i anilina u potpunosti mešaju. Аnilinska tačka je vrlo vaţan

parametar za karakterizaciju naftnih frakcija. Za naftne frakcije pojedinog tipa povećava

se s povećanjem molekulske mase, a za one s istom molekulskom masom naglo se

povećava s povećanjem udela parafina.

6.8.4. Dielektrična svojstva nafte

Nafta je - izolator. Dielektrična konstanta (ε) pokazuje koliko puta je interakcija između

naelektrisanja u nekoj sredini manja nego u vakuumu, pri istim uslovima. U teoriji, ako

je dielektrička konstanta neke materije ε <2,5, tada se ta supstanca smatra izolatorom.

Vrednosti dielektrične konstante su u sledećim granicama: 1 → vazduh - 1.0006; nafta →

1,86 - 2,38; gas → 1.001 - 1.015; smole i asfalteni → 2,7 - 2,8; voda → 80 - 80.1. Sa

porastom mineralizacije vode dielektrične konstante padaju. Na primer za rastvor NaCl

u vodi u koncentraciji od 5,6% NaCl dielektrična konstanta vode je - 69.1 i pri NaCl

koncentraciji od 10,7% od permitivnost je smanjena na 59.

6.8.5. Optička svojstva

a. Indeks refrakcije – definiše se kao odnos brzine svetla u vakuumu i brzine svetla iste

talasne duţine u ispitivanoj materiji. Vrednosti indeksa refrakcije za bliske naftne

frakcije sa sličnim molekulskim masama rastu s porastom udela parafina, naftena i

aromata. Vrednosti za policikličke naftene i aromate uobičajeno su veće od onih za

monocikličke naftene i aromate.

Slične naftne frakcije imati će indeks refrakcije veći što im je veća molekulska masa, a to

je posebno izraţeno za parafinske frakcije. Dakle poznavanjem indeksa refrakcije moţe

se dobiti uvid u sastav ugljikovodičnih naftnih smeša te će kao i za gustinu niţe

vrednosti indicirati prisutnost parafinskih jedinjenja a veće vrijednosti

prisustvoaromatskih jedinjenja.

111

b. Refrakcijska disperzija – definiše se kao razlika između vrednosti indeksa refrakcije

ispitivane materije dobijene pri dve tačno određene talasne duţine svetla. Dve talasne

duţine svetla koje s uobičajeno koriste su 656.3 nm(C, crvena) i 486.1 nm (F, plava) koje

pripadaju vodonikovom spektru. Specifična disperzija je refrakcijska disperzija podeljena

s vrednošću relativne gustine ispitivane materije pri istoj temperaturi:

Ovaj izraz ima veliku vaţnost u hemiji nafte jer svi zasićeni ugljovodonici: nafteni i

parafini imaju slične vrednosti specifične disperzije bez obzira na molekulsku masu, dok

aromati imaju znatno veće vrednosti, a nezasićena alifatska jedinjenja imaju vrednosti

koje se nalaze između te dve krajnosti.

c. Specifična refrakcija se definiše sledećim izrazom:

C

gde je nindeks refrakcije, d relativna gustina i C konstanta koja ne zavisi od

temperature. Molekulska refrakcija je specifična refrakcija pomnoţena s molekulskom

masom ispitivane materije, a njena vaţnost je u tome što se vrednosti mogu dodeliti

atomima i strukturnim jedinicama kao što su dvostruke veze i prsteni te se njihovim

sabiranjem moţe dobiti vrednost za bilo koje čisto jedinjenje.

6.8.6. Razlike u osobinama nafte u okviru naftnog sloja

Fizičke osobine i sastav nafte u okviru istog naftnog sloja ne ostaje uvek konstantan.

Promena svojstva nafte zavisi, uglavnom, od dubine rezervoara.

U depozitu, koji nema kontakt sa površinom i okruţen je na ivicama vodom, gustini nafte

i količina smole se povećavaju sa dubinom. Gustina nafte je viša na obodima naftnog

sloja u odnosu na telo (sredinu). Na grebenu rezervoara je uvek viši sadrţaj gasa. U

zonama kontaktnh površina voda-ulje kontaktne zone dolazi do oksidativnih procesa, što

povećava gustinu nafte u marginalnim (graničnim) zonama.

Viskozitet nafte raste od svoda kupole prema «krilima» (bočnim stranama). Pritisak

zasićenja naftnog gasa i količina rastvorenog gasa po jedinici zapremine nafte smanjuje

se prema kontaktnoj površini nafta-voda, a samim tim, smanjuje se i zapreminski odnos

gas-nafta na «krilima» (bočnim stranama) nabora. Sastav gasa u kupoli nabora ima više

azota, metana, etana, propana, oko 2%, više nego na «krilima». Sadrţaj butana je veći u

«krilima».

Svaki bazen ima svoj skup razloga za promene u karakteristikama slojne nafte. Jedan od

načina da uoče promene u karakteristikama naftnog rezervoara je fotokolorimetrija. To

je analitička metoda zasnovana na sposobnosti rastvora da apsorbuju svetlosni snop.

Stepen apsorpcije svetlosnog fluksa (kolorimetrijske karakteristike nafte) zavise od

sadrţaja asfaltno-smolastih supstanci. Promenom sadrţaja ovih supstanci u nafti, varira

i viskoznost, gustina i druge karakteristike.

112

Zbog toga se na osnovu promene kalorimetrijskih karakteristika nafte moţe zaknjučivati

i o promeni drugih karakteristika. Znajući početnu distribuciju osobina slojne nafte

izvučene iz bušotine, moţe se naprimer, odrediti smer kretanja nafte u rezervoaru, da bi

se uspostavio odnos nafte i injekcionih bunara za procenu produktivnosti pojedinih

leţišta.

6.8.7. Klasifikacija i karakterizacija nafte

6.8.7.1. Empirijska karakerizacija nafte

a. Karakterizacioni broj (K) – predloţen od istraţivača američke kompanije ˝Universal

Oil Produkts Kompani˝ (˝Universal Oil Products Company˝ , UOP Characterisation

Factor), dovodi u korelaciju dve osnovne fizičke karakteristike naftne frakcije: prosečnu

tačku ključanja i relativnu gustinu.

K = Ts1/3 / d (T, °R) ili K = 1.22 Ts1/3 / d (T, K)

b. Indeks korelacije (Ik) – drugi je vaţan empirijski izraz koji se koristi u

karakterizaciji naftnih frakcija (potiče od američkog rudarskog instituta ˝Bureau of

Majns˝ (˝Bureau of Mines˝), a definisan je jednačinom:

Ik = 473.7 d -456.8 + 48640 / T

gde je d relativna gustina i T prosečna temperatura ključanja (K).

TАBLICА 3.1. Vrednosti K i Ik za različite tipove nafti ili naftnih frakcija:

Frakcija K Ik

Parafinska 12.5-13.0 0-15

Naftenska(ili smesa) 10.5-12.5 15-50

Аromatska 9.0-10.5 >50

6.8.7.2. Strukturno-grupna analiza

n - d – M metoda – je strukturno-grupna analiza koju je razvio Tadem 1947.godine

poboljšanjem prethodnih metoda u području SGА (SGA), a zasniva se na otkriću

linearnih zavisnosti između sastava i fizičkih karakteristika naftnih frakcija.

Korištenjem empirijskih izraza i nomograma određuju se:

• ˝Raspodela ugljovodonika˝ - procenat ugljenika u aromatskim (%CA), naftenskim

(%CN) i parafinskim (%CP) strukturama.

• ˝Sadrţaj prstenova˝ - ukupni broj prstenova po molekulu (RT), kao i prosečan broj

aromatskih (RA)i naftenskih (RN) prstenova po molekulu.

Metoda se temelji na eksperimentalnom određivanju gustine (d), indeksa refrakcije (n) i

molekulske mase (M).

113

6.8.7.3. Podela nafti na osnovu grupnog sastava

Na osnovu grupnog sastava (sadrţaja naftena, aromata i parafina) nafte se dele na:

1. PАRАFINSKE (preko 75% alkana), USА, Persiski zaliv, naša leţišta

2. NАFTENSKE (većinom do 70% naftena), USА, Meksiko, Venecuela, Аfrika,

Velebit, Kelebija

3. PАRАFINSKO-NАFTENSKE (60-70% alkana i preko 20% naftena),

Kontinentalna USА, Persijski zaliv

4. PАRАFINSKO-NАFTENSKO-АROMАTSKА, Kavkaz

5. NАFTENSKO-АROMАTSKE (preko 35% naftena i oko 35% aromata), Kalifornija,

Teksas, Burma

6. АSFАLTNE (teške nafte sa preko 60% smola i asfaltena), Trinidad

7. NАFTENSKO-АROMАTSKO-АSFАLTNE, Kalifornija, Teksas

114

7. Sastav i fizičko hemijske karakteristike slojne vode

Prostorni raspored vode, nafte i gasa u jednom prirodnom rezervoaru zavisi od

međusobnog niza faktora. Po ranijoj gravitacionoj teoriji, pomenuti fluidi su u

vertikalnom profilu potpuno izdvojeni jedan od drugog i raspoređeni u strogoj zavisnosti

od svoje gustine odozgo nadole:

najlakši gas („gasna kapa),

nafta i

voda, kao teţi fluid od nafte.

Kasnija istraţivanja pokazuju da tako oštre granice u leţištima nafte i gasa ne postoje,

odnosno da u poroznom prostranstvu naftnog sloja postoji i određena količina vezane

vode. Pomenuta voda se obično zadrţava u sloju, pa bušotine mogu davati bezvodnu

naftu ili gas.

Kao eksploatacije naftnih polja postepeno dolazi do povećanja količine vode tokom

eksploatacije. Sadrţaj proizvedene vode tokom eksploatacijei moţe da dostigne i novo od

95 - 98%. Zbog toga je vaţno znati kakav efekat ima formiranje vode u procesu

eksploatacije nafte i gasa.

U kolektorima sa naftom i gasom, na kontaktima gas-voda, nafta-voda, zapaţe se

kapilarno podizanje vode, a na kontaktu gas-nafta, podizanje nafte.

Ležišne vode: Vode i to slobodne podzemne vode koje prate leţišta nafte i gasa, odnosno

vode koje se nalaze u zamkama i prirodnim rezervoarima u vezi sa naftom i gasom.

Sastav slojne vode je različit i zavisi od prirode eksploatisanog naftnog rezervoara,

fizičkih i hemijskih karakteristika nafte i gasa.

U okviru leţišta nafte i gasa izdvaja se nekoliko tipova (vrsta) podzemnih voda:

povlatna (gornja) voda, nalazi se u porama stena iznad rezervoara;

podinska (obodna, rubna) voda, nalazi se u porama stena ispod i oko rezervoara;

slojna, plantarna,voda koja puni pore rezervoara; zaostala iz vremena formiranja

rezervoara

međuslojna (središnja) voda, između međuslojeva;

Podzemne vode iz povlatnih naslaga, izolovane od prirodnog rezervoara sa naftom ili

gasom, poznate su pod imenom gornje vode ili povlatne vode.

Podzemne vode koje okruţuju leţište ili se prostorno nalaze ispod leţišta i oko njega

nazivaju se podinske, odnosno rubne ili obodne vode.

Podzemne vode u vodonosnim horizonatima koji zaleţu među produktivnim slojevima,

nazivaju se središnje ili međuslojne vode.

115

Svi ovi tipovi vode su jedan hidrodinamičkih sistem. Proizvedena voda je često sredstvo

raseljavanje ulje od formiranja. Shodno tome, njegove karakteristike utiču na količinu

raseljenja ulja.

Podzemne vode u vodonosnim horizonatima koji zaleţu među produktivnim slojevima,

nazivaju se središnje ili međuslojne vode. Po genezi podzemen vode u zoni naftnih i

gasnih leţišta mogu biti:

infiltracione (hidrometeorske),

konatne vode i

mešane vode.

Pod infiltracionim vodama podrazumevaju se vode nastale infiltracijom padavina.

Odlikuju se prisustvom hidrokarbonata, karbonata i sulfata.

Konatne (vezane) vode su preteţno morske fosilne, zarobljene u vodonosnim sredinama

tokom same sedimentacije. To su obično visokomineralizovane podzemne vode ili rasoli

sa mineralizacijom od više stotina grama po litru. Mešana voda sadrţi hloride i sulfatno-

karbonatno-bikarbonatna jedinjenja.

7.1. Fizičko-hemijske karakteristike slojne vode

Mineralizaciju vode karakteriše sadrţaj rastvorenih soli u g/l. U rezervoaru vode uvek se

nalazi izvesna količina rastvorenih soli. Prema stepenu mineralizacije slojne vode su

podeljene u četiri tipa:

jako slani rastvor (Q> 50 g/l);

slani (10 <Q<50 g/l);

slankasti (1 <Q<10 g/l);

sveţi (Q≥1 g/l).

Mineralizacija slojnih voda povećava se sa dubinom rezervoara.

Proizvedena voda sadrţi jone rastvorenih soli:

anjoni: OH-; Cl-; SO42-; CO3

2-; HCO3-;

katjoni: H+; K+; Na+; NH4+; Mg2

+; Ca2+; Fe3

+;

joni mikroelemenata: I-; Br-;

koloidne čestice: SiO2; Fe2O3; Al2O3;

naftenske kiseline i njihove soli.

Mnoge vode sadrţe više od 80-90% hlorida u odnosu na ukupan sadrţaj soli. U

kvantitativnom smislu soli koje se nalaze u vodi mogu se poređati sledećim redom: Na+;

Ca2+; Mg2+; K+; Fe3+.

Od velike je vaţnosti za povećanje rastvorljivost soli i njihovu koncentraciju u slojnoj

vodi ima temperatura i parcijalni pritisak SO2. Maksimalna Rastvorljivost SaSO3 u vodi

116

je primećena kod 0 °S, kada temperatura raste, rastvorljivost opada. Maksimalna

rastvorljivost gipsa (SaSO4 2H2O) u vodi je primećena na 40 °C. Sa daljim povećanjem

temperature, rastvorljivost se smanjuje. Sa porastom parcijalnog pritiska SO2 povećava

se rastvorljivost SaSO3. Smanjenje pritiska rezervoara povećava se proces gubitka soli

SaSO3 i drugih. Promena termobaričnih uslovu u rezervoaru čak i pri niskim

salinitetima formacija vode utiče na smanjenje rastvorljivost soli.

Prema vrsti rastvorenih soli u slojnoj vodi mogu se razlikovati kalcijum hlorid (kalcijum

hlorid, magnezijum) i bikarbonat (natrijum bikarbonat-alkalni). Vrsta slojne vode

određuje vrstu anjona. Bikarbonat vrsta vode je određena solima ugljene kiseline, koje

treba da imaju ili karbonat - SO32- ili bikarbonat - HCO3 - anjon. Soli svih drugih kiselina

su tip kalcijum hlorida. U osnovi, to je so hlorovodonične kiseline - hloridi (Sl-).

Formacije soli u slojnoj vodi utiču i određuju na tvrddoću vode. Tvrdoća vode je

uzrokovana prisutnošću rastvorenih soli kalcija i magnezija (nekada i gvoţđa). Sve su to

rastvorene soli dvovalentnih katjona. Najveća je koncentracija kalcijuma, zbog

prisutnosti u Zemljinoj kori kao ključnog elementa u mineralima kalcitu, dolomitu, i t. d.

Najočigledniji prikaz tvrdoće vode je taloţenje sapuna u tvrdoj vodi. Prolazna

(privremena) tvrdoća potičee od kalcija i hidrogenkarbonata i eliminira se kuvanjem.

Tvrdoća moţe biti: privremena (karbonatna) i trajna (ne-karbonatna). Privremeni ili

karbonatna tvrdoća (Hcarb) određena sadrţajem u vodi, karbonata ili hidrogen karbonata

dvovalentnih metala: kalcijuma, magnezijuma i gvoţđa.

Stalna ili ne-karbonatna tvrdoća (Hnoncarb) u vodi, javlja se zbog prisustva sulfata ili

hlorida (ili druge kisele soli) dvovalentnih metala kao što su kalcijum, magnezijum i

gvoţđa.

Ukupna tvrdoća voda definiše kao zbir karbonata i nekarbonata:

Htot = Hcarb + Hcarb (7.1)

Tvrdoća vode se procenjuje na osnovu sadrţaja soli u miligramima ekvivalenta po litri:

(

)

Hcarb , Hcarb se procenjuje kao zbir tvrdoća i-tog jona (Σgi):

Htot = Σgi (7.3)

Masa jona nosioca tvrdoće se procenjuje preko njegovog ekvivalenta, koncentracije Sa+:

gde je mv,i – koncentracija i-toga jona u vodi (mg/l);

- ekvivalent i-toga jona,

Jon ekvivalent predstavlja odnos molekulske mase jona (MI) i njegove valence (n):

117

Gde je Mi – molekulska masa jona;

n – valentnost jona.

Prirodni voda u zavisnosti od sadrţaja dvovalentnih katjona kalcijuma, magnezijuma, i

gvoţđa, podeljena na sledeće vrste:

veoma meka voda - do 1,5 mg ekvival. /l;.

meka voda - 1.5-3.0 mg ekvival. /l;.

umereno tvrda voda - 3.0-6.0 mg ekvival. /l;.

tvrdom vodom -više od 6 mg ekvival. /l;.

Tvrdoća proizvedene vode i vrsta tvrdoće određuje se eksperimentalno, proračunom (vidi.

Sek. "Radionica za samostalno učenje").

Privremena (karbonatna) tvrdoća moţe se ukloniti termičkim putem, produţenim

ključanjem ili hemijskom metodom - dodatkom kalcijum hidroksid Sa(OH)2. U oba

slučaja, taloţenjem kalcijum karbonata SaSO3.

Stalna tvrdoća moţe se hemijski eliminisati dodavanjem sode ili sapunom.

Sadrţaj vodonikovih jona u vodi određen je eksponentom koncentracije vodonikovih jona

(pH), koji predstavlja negativni logaritam koncentracije vodonika jona:

gde Sn+ – koncentracija vodonikovih jona.

pH karakteriše aktivnost vodonikovih jona koji su nastali disocijacijom molekula vode.

U zavisnosti od pH, vode se deli na:

neutralne (pH = 7);

alkalne (pH> 7);

kisele (pH <7).

Pošto je konstanta disocijacije vode zavisi od temperature i pritiska, ovi parametri utiču

na pH. Sa porastom temperature, pH vrednost se smanjuje i ovu činjenicu treba uzimati

u obzir, npr. kod ubrizgavanja vode u naftni sloj prilikom eksploatacije.

7.1.1. Gustina

Gustina slojne vode u velikoj meri zavisi saliniteta, tj sadrţaj rastvorenih soli. Prosečna

gustina slojnoh voda varira u rasponu: 1010-1210 kg/m3, ali postoje izuzeci - 1450 kg/m3.

Slojne vode sa naftnih polja i polja gasnog kondenzata Tomsk regije imaju nisku gustinu:

iz mezozoik depozita → 1007 - 1014 kg/m3; Paleozoik → 1040 - 1048 kg/m3; cenomanske

voda → 1010 - 1012 kg/m3;

7.1.2. Viskozitet

118

Viskoznost vode u uslovima rezervoara uglavnom zavisi od temperature i saliniteta. Sa

povećanjem saliniteta povećava se viskoznost. Najviša viskoznost ima kalcijum hloridna

voda u odnosu hidrokarbonantne vode i one su pribliţno 1.5-2 puta viskoznije u odnosu

na čistu vodu. Sa porastom temperature, viskozitet se smanjuje. Viskoznost zavisi i od

pritiska, i to na dva načina: na niskim temperaturama (0-40oS) povećanjem pritiska

viskoznosti opada, a na visokim temperaturama (iznad 40 °S) se povećava.

7.1.3. Koeficient toplotne ekspanzije

Termalnu ekspanziju vode karakteriše koeficijent toplotne ekspanzije:

Formula podrazumeva da koeficijent termičkog širenja vode (E) predstavlja promenu

zapremine jedinice zapremine vode kada promeniti temperaturu za 1 °S.

Eksperimentalni podaci za uslove koji vladaju u vodenim slojevima su u opsegu (18-90) ×

10-5 1/°S. Sa povećanjem temperature, koeficijent termičkog širenja raste, a sa

povećanjem pritiska rezervoara se smanjuje.

7.1.4. Faktor kompresibilnosti

Faktor kompresibilnosti predstavlja promenu vode po jedinici zapremine vode, kada se

pritisak promeni za jedinicu oilfield processing of petroleum pdf:

Koeficijent kompresibilnost vode varira u uslovima rezervoara od 3,7x10-10 do 5,0x10-10

Pa-1. U prisustvu rastvorenog gasa povećava se, i moţe se određivati pribliţno formulom:

gde je S – količina gasa, rastvorenog u vodi, m3/m3.

7.1.5. Zapreminski koeficient

Zapreminski koeficient slojne vode predstavlja odnos specifične zapremine vode u

uslovima rezervoara (sloja) i zapremine vode na standardnim uslovima:

Povećanje pritiska u sloju smanjuje zapreminski koeficient, a povećanje temperature ga

povećava. Zapreminski koeficient se kreće u opsegu od 0,99-1,06.

7.1.6. Soli slojnih voda-elektroliti

Elektrolitima se nazivaju hemikalije, koje u interakciji sa rastvaračima, potpuno ili

delimično disociraju u jone. Voda pokazuje električna svojstva, zbog svoje jonske prirode

i formiranjem jona slojna voda takođe dobija električna svojstva. Elektroprovodljivost

slojne vode ima široku primenu.

119

Provodljivost () karakteriše količinu električne energije koja prolazi u jednoj sekundi

kroz 1. sm2 poprečnog preseka rastvora elektrolita (S) sa otpornošću (R) od 1 om, na 1 sm

duţine (L). Provodljivost je obrnuto proporcionalna specifičnoj električnoj otpornosti, ρ

rastvora:

= L / (RS), =1/ρ (7.11)

Provodljivost je dimenzija SI #$5•m#$8-1 u CGS #$5•cm#$8-1. Sa povećanjem

saliniteta i polariteta povećava se i provodljivost. Provodljivost varira u rasponu: od

rečne vode = 10-1 - 10-2; slojnu vodu = 10-1 - 1; morsku vodu = 3 - 4; sadrţaj 5% NaCl u vodi

= 6,6; voda sa 20% NaCl = 20; nafta = 0,5 • 10-7 - 0,5 • 10-6; gasni kondenzat = 10-10 - 10-16

#$5•m#$8-1 .

Voda, u kontaktu sa naftom, je delimično rastvara. Koeficijent rastvorljivosti nafte u

vodi zavisi od količine polarnih komponenti u vodi. Lakša nafta se, manje rastvora u

vodi. Nafta sa parafinskom osnovom sadrţi malo vode. Sa rastom sadrţaja aromatskih

ugljovodonika i heteroatomskih jedinjenja, u nafti, rastvorljivosti nafte u vodi se

povećava.

Zbog rastvaranjem vode u nafti, dolazi do promene kontaktne površine nafte i vode.

Striktna granica faza voda-nafta ne postoji ("ogledalo" nije formirano). Zbog

rastvaranjem vode u nafti i njihovog dispergovanja jedne faze u drugoj, formira se

takozvana "tranzicijona zona", prelazna zona, čija je visina zavisi od polariteta nafte.

120

8. Bušenje

Bušenje je postupak izrade bušotine. Od samog početka pa sve do danas bušenje je čisto

mehanički postupak. U novije vreme istraţuju se drugi postupci razaranja stene pri

bušenju, na primer primenom ultrazvuka, plazme, toplote itd. Medutim ovi postupci do

danas nemaju industrijsku primenu i njihov značaj je čisto naučni.

Mehanički postupak bušenja podrazumeva fizičko razaranje stene na dnu bušotine. Na

stenu se deluje alatom koji se sastoji od šipki, dleta (krune) za bušenje. Krunom za

bušenje se na stenu na dnu bušotine nanosi opterećenje veće od čvrstoće stene. Ovim se

vrši dezintegracija komadića stene iz prirodnog okruţenja i formiranje prostorije

cilindričnog oblika. Prečnik ove cilindrične prostorije je isti kao, odnosno nešto veći od

prečnika bušaće krune.

U zavisnosti od toga kako se na stenu na dnu bušotine nanosi opterećenje poznate su

sledeće primenjene metode za bušenje bušotina na naftu gas i geotermalnu energiju,a to

su:

•Metoda udarnog (perkusionog) bušenja

•Metoda rotacionog bušenja

•Metoda rotaciono-udarnog bušenja

•Metoda udarno -rotaciono bušenja

Kod udarnog bušenja, kruna za bušenje (dleto) nanosi veliki broj udara na dnobušotine.

Posledica ovog je razaranje stene na mestu udara. U povratnom hodudleto se zaokreće za

odredeni ugao i sledeći put udara na drugo mesto, gde takođe vrši razaranje stene.

Bušenje, odnosno formiranje cilindrične prostorije postiţe se stalnim smenjivanjem ove

dve radne operacije.

Kod rotacionog bušenja bušaća kruna je konstantno u kontaktu sa stenom koja se

dezintegriše. Krunom se na stenu nanosi konstantna sila pritiska određena reţimom

bušenja. Kruna rotira i rezanjem dezintegriše stenu sa kojom je u kontaktu.

Kod rotaciono-udarnog bušenja, za razliku od rotacionog, na krunu se ujednakim

intervalima nanose i udari čime se postiţe bolje prodiranje zuba krune za bušenje u

stenu.

Kod udarno-rotacionog bušenja kruna za bušenje je u stalnom kontaktu sa stenom,

dominantno je razaranje stene izazvano udarima, uz stalnu rotaciju alata za bušenje.

Prilikom bušenja odnosno dezintegracije stene na dnu bušotine pojavljuje seproblem

iznošenja nabušenih čestica stene iz bušotine. Za to se koriste ispirnifluidi: vazduh, voda

i vodeni rastvori gline poznati kao isplake. Pored toga često se pojavljuje problem

očuvanja stabilnosti zida bušotine koji se rešavaugradnjom kolone zaštitnih cevi.

121

• Sva teoretska razmatranja i pristupi izrade bušotine polaze od traţenja realnih

kompromisa u cilju zadovoljavanja geoloških i drugih, opštih uslova koji su prisutni u

kanalu bušotine. Utakvim razmatranjima, izrada bušotine mora da obuhvatioptimalna

tehničko-tehnološka rešenja iz istovremenumaksimalnu sigurnost, minimalnu cenu

koštanja bušotine isvrsishodnost kanala bušotine. Posebno treba istaci da sigurnost

zaposlenog osoblja, a zatim bušotine, predstavljaju prioritetnezadatke kod izrade

bušotine.

• Planiranje bušotine je definisanje programa promenljivih parametara koji utiču na

izradu bušotine, a koji moraju obuhvatiti sledeće:

• Sigurnost

• Minimalnu cenu koštanja i

• Svrsishodnost.

o Sigurnost treba da bude najveći prioritet kod planiranja izrade bušotine.

Programi sigurnosti zaposlenog osoblja su na prvom mestu, jer greške u

programu bezbednosti osoblja rezultiraju teškim povredama ili gubicima ljudskih

ţivota. Sledeći prioritet je sigurnost bušotine. Programi bušenja moraju biti tako

dizajnirani da se maksimalno smanji rizik od erupcije i drugih faktora koji mogu

da izazovu probleme.

o Minimalna cena koštanja. Vaţan faktor kod planiranja izrade bušotine je

maksimalno smanjiti cenu koštanja uz maksimalno uvaţavanje sigurnosnog

aspekta. U mnogim slučajevima, cena koštanja bušotine moţe se znatno

redukovati uz dodatne naporena planiranju bušotine, a što obuhvata inţenjerske

principe, faktor iskustva i filozofiju izvođača radova.

o Svrsishodnost podrazumeva da dostizanje konačne dubine bušotine ne mora uvek

značiti i njen uspešan završetak, i to iz sledećih razloga:

o Prečnik i geometrija kanala bušotine mogu biti u takvom stanju da onemoguće

testiranje bušotine, karotaţna merenja ili ugradnju adekvatne opreme u bušotini

o Produktivne zone mogu biti oštećene, tj. tako zagađene da onemoguće proizvodnju

fluida.

Naţalost, nije uvek moguće na svakoj bušotini optimalno ispuniti sve navedene zahteve,

jer su oni zavisni od geološkihuslova, raspoloţive opreme ili buџeta.Od inţenjera bušenja

se zahteva planiranje izrade i procene troškova različitih tipova bušotina, koje se kod nas

dele na:

o Istraţne bušotine

o Konturno-istraţne bušotine i

o Razradne bušotine

o Istraţne bušotine (“Wildcat Well”), ovaj tip bušotina se buši na lokacijama gde se

ne raspolaţe geološkim informacijama, ili su ta saznanja veoma mala. Uobičajeno

se lociranje ovog tipa bušotina zasniva na seizmičkim podacima, satelitskim

122

snimcima i dr., ali je bitno naznačiti da se ne raspolaţe podacima bušenja kroz

prognozne formacije. Rizik izrade ovog tipa bušotine je velik i često se dešava da

se bušotina u fazi izrade i izgubi.

o Proizvodne bušotine (―Exploitation Well”), bušotine kod kojih su poznate geološke

i proizvodne karakteristike leţišta. Izbor lokacije zasniva se uglavnom na

planiranom rasporedu bušotinau cilju dalje razrade leţišta, drenaţnom radijusu i

drugom.

Takode, bitno je naznačiti da su problemi u toku bušenja uglavnom rešeni, čime je i cena

izrade ovih bušotina znatno redukovana u odnosu na prethodni tip bušotina.

o Bušenje bušotine izvodi izvođač radova (“Drilling Contractor‖)na osnovu

ponuđene tehničke specifikacije (“Bid Specification”)od strane investitora radova

(“Oil Company”) i ugovora za bušenje (“Drilling Contract”). Bušaća oprema i

tehničke procedure koje zahteva investitor radova, zajedno sa projektom izrade

bušotine moraju biti uključene u specifikacije i ugovor zabušenje.

o Osnovne ponude za bušenje mogu se zasnivati na:

o Ceni po danu rada bušaćeg postrojenja (''Daily- Rate''), a to su uobičajeni ugovori

za bušenje istraţnih i konturno-istraţnih tipova bušotina;

o Ceni po metru bušenja (Metrage), kod izrade razradnih bušotina, tj. na poljima i

leţištima gde postoje prethodni potrebni bušaći podaci i odgovarajuće iskustvo

tokom bušenja;

o Mešovita cena podrazumeva da se do poznatih dubina ugovara bušenje po ceni

metra, a zatim se prelazi na bušenje po ceni dnevnog rada bušaćeg postrojenja;

o Ključ u ruke (''Turn-Key'').U poslednje vreme sve češći način ugovaranja izrade

bušotina je po tkz. sistemu ''ključ u ruke''.

Na osnovu zahteva investitora izvođač radova priprema ponudu koja koja obuhvata

kompletnu izradu bušotine od planiranja do kompletiranja.

o Pre početka bušenja, mora se pripremiti mikro lokacija za montiranje bušaćeg

postrojenja i prateće opreme prema njegovim tehničko-tehnološkim

karakteristikama.

123

9. Osnovne postavke i delovi postrojenja za bušenje

9.1. Bušaća postrojenja

9.1.1. Tehnološki proces bušenja

Kod ―rotary‖ sistema bušenja (Sl.2.1) kanal bušotine izrađuje dleto zdruţenim dejstvom

aksijalnih (vertikalnih sila usled osovinskog pritiska na dleto) i tangencijalnih sila

(horizontalnih sila usled rotacije dleta). Rotaciju dleta ostvaruje bušaći alat koga na

površini pokreće vrtaći sto ili Integrisani sistem za rotaciju bušaćim alatom i cirkulaciju

isplakom, tzv. '' Top Driving Drilling System''', a osovinski pritisak se daje delom

bušaćeg alata iznad dleta, tj. teškim šipkama i teškim bušaćim šipkama.

Cirkulacijom fluida (uglavnom isplakom) kroz bušaći alat i mlaznice na dletu, nabušeni

materijal se iznosi kroz međuprostor kanala bušotine i bušaćeg alata do površine, tj. do

isplačnih bazena. Cirkulacija fluidom (isplakom) je zatvoreni kruţni ciklus. ―Rotary‖

bušenje je još uvek najrasprostranjeniji sistem bušenja, dok se primena dubinskih

motora za sada uglavnom ograničava na bušenje dirigovanih koso usmerenih i

horizontalnih bušotina čija se izrada ne bi mogla izvesti (ili veoma oteţano) bez tog

sistema bušenja. ―Rotary‖ bušaća postrojenja se koriste za bušenje kanala bušotine,

spuštanje i cementaciju zaštitnih cevi, a takođe su opremljena i za druge različite

funkcije neophodne prilikom

izrade bušotine, kao što su

testiranje, K-merenja i drugo.

Danas su bušaća postrojenja po

svojoj konstrukciji veoma sloţena

i da bi se efikasno koristila

zahtevaju visoko uveţbanu

posadu sa odgovarajućim

iskustvom.

Bušaće postrojenje koncipi-rano

je s osnovnom namenom - izrade

bušotina. Ono što ga razlikuje od

drugih stacionar-nih postrojenja

(fabrika) je njegova mobilnost - tj.

moguć-nost lakog i brzog

premeštanja s jedne lokacije na

drugu. Ovaj zahtev za mobilnošću

ne sme naravno uticati na

mogućnost rada pojedinim

postrojenjem u smislu izrade

ţeljene bušotine

Današnja najveća postrojenja

konstruirana su tako da mogu izraditi bušotinu dubine do 10000 metara. Ipak i takva

postrojenja moguće je rastaviti na komponente, transpo-rtirati na potrebne udaljenosti i

124

nakon sastavljanja ponovno primeniti za izradu nove bušotine. Pri tome ni jedna

komponenta bušaćeg postrojenja ne sme svojom masom ili dimenzijama premašiti

mogućnosti dostupnih transportnih sredstava.

Uobičajena mera proizvodnosti nekog bušaćeg postrojenja su metri izrađene bušotine.

Najčešći je oblik ugovaranja cene izrade bušotine prema njenoj ukupnoj duţini/dubini.

Naravno, cena metra, izrađene bušotine zavisi od njenog prečnika i dubine. Povećanjem

dubine bušotine povećava se i cena izbušenog metra. Bušotina je ―rudarski objekt kojem

je prečnik zanemariv u odnosu na njegovu duţinu‖. Smatra se da je ona sredstvo pomoću

kojeg se doseţe leţište ugljikovodika. Bušotina se izrađuje nizanjem sledećih operacija:

1. Spajanjem bušaćih alatki i dleta,

2. Nizanjem bušaćih alatki i spuštanjem dleta do dna bušotine,

3. Radom dleta ili krune na dnu bušotine (bušenjem) uz istovremeno iznošenje

krhotina razrušenih stena,

4. Dodavanjem bušaćih alatki kako dleto napreduje u dubinu,

5. Vađenjem alatki iz bušotine (npr. zbog zamene istrošenog dleta).

Da bi se navedene operacije mogle obavljati bušaće postrojenje sastavljeno je od sklopova

koji omogućuju obavljanje pojedine operacije. Postrojenje se u pravilu sastoji od: noseće

strukture-tornja, sistema koturača, dizalice, pogonskih motora, prijenosnika, rotacionog

stola, isplačnih sisaljki, isplačne glave, sistema za pripremu i prečišćavanje isplake,

sistema za zaštitu od erupcije-preventerskog sklopa, cevnih alatki, dleta itd.

9.1.2. Rotaciona dleta

Rotaciju dleta moguće ju je ostvariti na tri

načina:

Rotacionim stolom,

Vršnim pogonom i

Dubinskim motorom.

Kada se rotacija ostvaruje s površine

moguća su dva načina. Jedan je primenom

rotacionog stola, a drugi primenom tzv.

―vršnog pogona‖. Slikom 1.3 prikazan je

prenos energije pri rotaciji dleta

rotacionim stolom.

Dleto je nizom bušaćih alatki povezano s

radnom šipkom.Ona prolazi kroz kupolu

rotacionog stola, a energija se rotacionom

stolu dovodi lančanim prenosom kinematske veze bušaće dizalice ili ređe vlastitim

izvorom energije. Bitno je da kod ovakvog prenosa rotacije na dleto, rotira celi niz alatki,

dok se kod prijenosa rotacije dubinskim motorom, rotira samo rotor motora i dleto.

125

9.1.3. Opterećenje na dleto

Da bi dleto razrušavalo stenu (ostvarivalo napredak),treba ga opteretiti određenom

osnom silom.

Opterećenje se ostvaruje, delom, teţinom teških šipki, dok ostatak teţine alatki

ugrađenih iznad dleta (ostatak teških šipki, bušaće šipke, radna šipka, isplačna glava,

kuka, pomično koturača) preuzima pojasna kočnica ugrađena na bubnju dizalice.

9.1.4. Uklanjanje razrušenih čestica (reznica)

Kada dleto rotira i kada ga se optereti određenom osnom silom njegovi elementi za

razrušavanje lome/ reţu stijenu. Krhotine razrušenih stena (reznice) potrebno je ukloniti

s dna i udaljiti iz bušotine. Time je dletu omogućen kontakt s nerazrušenom stenom i

otklonjena opasnost od prihvata alatki. To je treća komponenta koja zaokruţuje proces

bušenja u uţem smislu.

9.1.5. Bušaća postrojenja

Bušaća postrojenja moguće je podeliti na: laka, prenosiva postrojenja, često postavljena

na posebnom vozilu i teška postrojenja, koja se na ţeljenu lokaciju dopremaju u

dijelovima i tamo sastavljaju.

Osnovne veličine bušaćeg postrojenja su: nosivost tornja (na kuki), snaga postrojenja,

dakle mogućnost dizanja i spuštanja određene količine bušaćih alatki i brzina kojom se

to obavlja, snabdevanje i radni pritisak isplačnih sisaljki, brzina okretanja rotacionog

stola ili indirektno dleta, dimenzije tornja i njegove podstrukture. Na slici 1.6 prikazano

je bušaće postrojenje Osnovna karakteristika bušaćeg postrojenja je nosivost kuke.

Maksimalna dubina bušenja nije merodavna jer će teret na kuki za iste dubine moći

varirati u zavisnosti od konstrukcije tj. odabranim dimenzijama alatki, njihovoj količini,

te fluidu u koji su uronjene. Bušaće postrojenje određene nosivosti, omogući će dakle

dostizanje one dubine bušotine pri kojoj teţina okačenih alatki neće premašiti tu

nosivost. Modernizacija postrojenja ostvaruje se s ciljem povećanja brzine rotacije i

opterećenja na dleto, smanjenja broja spuštanja i podizanja kuke (viši tornjevi), te

smanjenja prečnika bušotine.

9.2. Toranj

Toranj je čelična struktura koja sluţi kao noseća konstrukcija pri izradi bušotina.

Pomoću sistema koturača i kuke okačene u strukturi tornja nose se bušaće alatke tokom

bušenja i manevrisanja. Standardno toranj je struktura (slika 1.7) koja je postavljena na

četiri noge raspoređene na vrhovima pravougaone osnove. Dva su moguća načina

postavljanja tornja na mestu izrade bušotine. Prvi je sastavljanje tornja iz segmenata u

uspravnom poloţaju, a drugi je sastavljanje segmenata u leţećem poloţaju uz

samopodizanje tornja primenom pogonskih motora i dizalice postrojenja. Česta je

primena i tzv. preklopnih tornjeva koji se izrađuju kao celina, a kao celina se i podiţu i

spuštaju.

126

Toranj je obično postavljen na noseću podstrukturu koja ima dve namene: (1) nosi radno

podište na kojem se nalaze ljudi i potrebna oprema, (2) osigurava prostor ispod podišta

za opremu ušća bušotine - prirubnice, preventere. Podstruktura preuzima ukupno

opterećenje zbog teţine tornja, okačene opreme i bušaćih alatki kada su obešene na kuki,

ili preuzima teţinu rotacionog stola i

alatki kada su one uklinjene unutar njega.

Takođe preuzima opterećenje svih bušaćih

alatki (cevnih alatki) odloţenih u

odlagalište unutar tornja. Pri ugradnji

zaštitnih cevi postavlja se na rotacioni sto

poseban sto za ugradnju zaštitnih cevi i

preko njega se na podstrukturu prenosi

teţina svih zaštitnih cevi ugrađenih u

bušotinu. Na radnom podištu ili

podstrukturi najčešće je postavljena i

bušaća dizalica, kao i kontrolni paneli.

Tornjevi i podstrukture proračunavaju se

s obzirom na vertikalna opterećenja koja

moraju podnositi, kao i na brzinu vetra

koju mogu podnijeti bez prevrtanja.

Opterećenje tornja alatkama moţe

varirati od 1 MN do 7 MN. Standardni

tornjevi podnose vjetrove od 45 do 60 m/s

kada je odlagalište u tornju ispunjeno alatkama, bez potrebe postavljanja vetrene

zatezne uţadi. Visina tornja ne utiče na njegovu nosivost, ali utiče na duţinu dlela

bušaćih alatki kojima moţemo manipulisati. Ona je definisana ―radnom visinom‖ tornja

koja označava mogući pomak kuke do najvišeg poloţaja unutar tornja. U pravilu taj

pomak treba da omogući manipulaciju cevnim alatkama u ―pasovima‖ - najčešće tri

bušaće ili teške šipke povezane navojnim spojevima. Za prosječnu duţinu pasova 27

metara, standardna visina tornja je 41 metar.

9.2.1. Pogonski sastav

Pogonski motori - Kao pogonski motori danas se najčešće primenjuju motori s

unutrašnjim sagorevanjem. Oni se mogu primenjivati za direktan pogon pojedinog

sklopa preko prijenosnika, ili se primenjuju za pogon generatora istosmerne ili

naizmenične struje. Električna se energija tada od generatora provodi do elektromotora

istosmerne ili naizmenične struje za pogon pojedinog sklopa. Danas se snaga pogonskih

motora na bušaćim postrojenjima kreće u rasponu od 370 do 3700 kW.

9.2.3. Prenosnici

Dva su osnovna načina prenosa energije od pogonskih motora do korisnika: mehanički i

električni. Do nedavno se na većini bušaćih postrojenja primenjivalo mehanički prenos

energije. Аnaliziranjem učinkovitosti prenosa energije na bušaćim postrojenjima

dokazano je da se mnogo veća ukupna učinkovitost ostvaruje tzv. diesel-električnim

sustavom. Kod mehaničkog prenosa energije, energija se od pogonskih motora do

127

dizalice, sisaljki ili ostalih delova postrojenja dovodi sistemom koji nazivamo sistem

prenosa snage.

On se sastoji od izvrstivih spojnica, vratila i osovina, lančanika i lanaca, remenica i

remenja, uţnica i uţadi, leţajeva; svega što sluţi prenosu i pretvavanju energije. Na

diesel-električnom postrojenju, diesel motori, koji su na kopnu obično postavljeni na

radilištu izvan strukture ili podstrukture tornja, pogone generatore istosmerne ili

naizmenične struje. Generatori proizvode električnu energiju koja se pomoću električnih

vodova dovodi do sklopki i razvodnih uređaja. Odatle se struja odvodi do elektromotora

postavljenih direktno na pogonske osovine: bušaće dizalice, isplačne sisaljke itd. Ovaj

sistem ima niz prednosti pred čistom mehaničkom transmisijom. Jedna od vaţnijih je

eliminiranje teških, često

komplikovanih lančanih

prenosa, koji zahtevaju tačno

postavljanje pogonskih motora

i korisnika. Druga prednost je

u tome što se pogonski motori

udaljavaju od radnog podišta i

ušća bušotine, čime se

smanjuje delovanje buke na

ljude, a mnogo je sigurnije i sa

stanovišta zaštite od poţara i

eksplozije. Raspored sklopova

bušaćeg postrojenja nije

određen standardima.

Raznolikost razmeštaja

definisana je izborom

pogonskih motora i

transmisije (slika 1.13).

Najviše energije treba

osigurati za rad dizalice.

Sledeći korisnik po potrebnoj

snazi su isplačne sisaljke.

Često se ova dva sklopa pogone odvojenim sistemom kako ne bi došlo do preopterećenja

pogonskih motora. Pogon rotacionog stola najčešće se ostvaruje preko prenosnika u

sklopu dizalice, čime se najviše štedi energija.

9.3. Sistem za manipulaciju alatima

9.3.1. Dizalica

Dizalica je vrlo glomazan sistem (slika 1.14) koji se sastoji od glavnog bubnja na koji je

namotano i učvršćeno bušaće uţe (njegov radni kraj) i pomoćnog bubnja s mosurama na

oba kraja osovine. Prenos i transformacija energije ostvaruju se primenom međuosovina,

lančaničkog ili zupčaničkog prenosa, kao i spojnica. Iako ostvaruje mnogostruke funkcije

128

sistem je dobio naziv po svojoj osnovnoj ulozi izvlačenja alatki iz bušotine, kao i njihovog

spuštanja u nju.

Kada dizalica deluje ostvaruje se, u zavisnosti o smeru okretanja bubnja, namatavanje

ili odmotavanje uţeta, što diţe

ili spušta pomični blok

koturača i kuku. Kako su

bušaće alatke obešene na kuki

smer kretanja odnosi se i na

njih. Jedan od bitnih

podsistema dizalice je kočioni

sistem, koji omogućuje bušaču

da jednostavno i uz veliku

tačnost kontroliše opterećenja

od obešenih bušaćih alatki,

zaštitnih cevi ili opterećivanja dleta. Sistem je obično opremljen s najmanje dva kočiona

sistema. Jedan od njih mora biti mehanički i on osigurava potpuno zaustavljanje

kretanja alatki, tj. bubnja dizalice. Drugi sistem je hidraulični ili električni i on moţe

kontrolisati brzinu kretanja alatki (bubnja) pri spuštanju, ali zbog načina delovanja ne

omogućuje potpuno zaustavljanje ili

prekid kretanja. Najčešća je u primeni

hidraulična ili ―vodena‖ kočnica.

Sastavni deo dizalice je i sistem za

promenu brzine kretanja (transmisija -

prenos) (slika 1.15).

Ovaj sistem daje bušaču mogućnost

velikog izbora brzine kretanja i

nosivosti. Pravilan rad postrojenja

omogućen je izborom od najmanje dve,

optimalno četiri, a maksimalno osam

brzina. Sledeći zadatak dizalice

ostvaruje se pomoćnom osovinom i

mosurama koje su na njoj smeštene.

Dotezanje ili navrtanje navojnih spojeva

ostvaruje se primenom mosure (slika

1.16) na bušačevoj strani (gde su

kontrolni i upravljački sklopovi, te

ručica kočnice). Druga mosura,

postavljena na suprotnoj strani koristi

se za otpuštanje i odvrtanje navojnih

spojeva. Na mosuru se namotava

konopljano uţe koje moţe sluţiti i za

manipulisanje lakšim teretima (npr.

podizanje bušaće šipke s odlagališta). Za

ovo se najčešće na postrojenjima primenjuju vazdušna vitla jer su manje opasna od rada

s mosurama.

129

9.3.2. Sistem koturača

Tri najvaţnija dela sistema koturača, su pomični blok, nepomični blok i bušaće uţe (slika

1.17). Zadatak mu je preuzimanje teţine

bušaćih alatki i njeno prenošenje na strukturu

tornja. Ovo preuzimanje odnosi se, i u slučaju

da je sistem u mirovanju, kao i u slučaju

kretanja kretanje alata i njihovog popuštanje

tokom bušenja. Tokom bušenja ukupno

opterećenje ostvaruje se teţinom kuke, isplačne

glave, zasuna radne šipke, bušaćih šipki,

teških šipki, dleta i svih ostalih alatki koje

mogu biti postavljene unutar navedenog niza.

Kod cementiranja, niz alatki pod nazivom

zaštitne cevi (casing), obično ostvaruju veća

opterećenja od niza alatki pri bušenju. Takav

niz potrebno je spustiti u bušotinu i

zacementirati. Kako za sve delove bušaćeg

postrojenja vredi pravilo da moraju biti

predimenzionirani, tako to vredi i za sistem

koturača. Zbog toga je vrlo vaţno smanjiti

trenje kod rotacije koturača i kretanja uţeta kroz ţljebove koturača. Pravilan izbor,

odrţavanje i podmazivanje sistema koturača bitan je preduslov za njegovo pravilno

delovanje.

9.3.3. Bušaće uže

obično se izrađuje od upletenih čeličnih ţica u kabl, kao i njihovim uplitanjem oko

konopljine jezgre. Prečnik uţeta se kreće od 28,58 mm (1 1/8‖) do 38,1 mm (1 1/2‖).

Pravilno odrţavanje bušaćeg uţeta podrazumeva njegovo stalno podmazivanje. Savijanje

i dinamičko opterećivanje uţeta pri kretanju kroz sistem koturača zahteva mazivo iz

jezgra uţeta, te ga treba nadomeštati. Kako je uţe potrošni deo, njegovo preterano i brzo

oštećivanje moţe znatno uticati na ukupne troškove bušenja; to naročito vaţi u slučaju

da se uţe odbaci pre proračunskog vremena njegovog rada. Za ostvarivanje maksimalne

efikasnosti i ekonomičnosti bušaće uţe mora biti odabrano tako da bude u skladu s

predviđenim opterećenjima i dimenzijama sistema koturača kroz koji se provlači.

Potrebno ga je neprekidno pregledati, podmazivati, i zameniti (povlačiti ili odsecati)

radom istrošeni deo. Trošenje uţeta, tj. njegov rad određuje se prema teţini alatki koje

su na njega obešeni, kao i koji put je uţe ostvarilo pri kretanju. Da bi čelično pleteno uţe

sluţilo na bušaćem postrojenju potrebno ga je učvrstiti u kočnom vencu dizalice, provući

kroz sistem koturača, i učvrstiti mrtvi kraj uţeta sidrenim sistemom. Provlačenje uţeta

zahteva paţnju i vreme. Uţe se dostavlja namotano na drveni bubanj, povlači se s njega,

učvršćuje na pomoćno uţe za provlačenje i provlači kroz koturaču mrtvog kraja uţeta

nepomičnog sistema koturača u kruni tornja. Odatle se spušta do podišta tornja gde je

postavljena kuka s pomičnim sistemom koturača. Sistemskim provlačenjem kroz

koturače pomičnog i nepomičnog bloka koturača uţe se na kraju nekoliko puta omota oko

130

bubnja dizalice i učvrsti unutar kočnog venca bubnja dizalice. Da bi sistem mogao

delovati potrebno je ―mrtvi‖ kraj uţeta namotati tri do pet puta oko bubnja sidrenog

sistema, a uţe učvrstiti stezaljkom. Namatanjem uţeta na bubanj dizalice tada će se

ostvarivati podizanje kuke i pomičnog bloka koturača unutar strukture tornja. Spuštanje

kuke i pomičnog bloka koturača omogućava se otpuštanjem kočnice, samim delovanjem

gravitacije. Obično se uţe zamenjuje kada se postrojenje transportuje i kada je toranj

spušten. Međutim, moguće je zamenu obavljati i kod podignutog tornja. Bušaće uţe je

samo jedno, ali broj uţnica ili radnih struna zavisi od broja koturača kroz koje je uţe

provučeno i omogućava mnogostruko povećanje sile na kuki u odnosu na dizanje samo

jednom uţnicom. Koturače oko kojih uţe prolazi mogu biti do 1,32 m (52‖) prečnika, a

njihove osovine do 0,3048 m (1ft).

Broj koturača nepomičnog bloka koturača uvek je za jednu koturaču veći od broja

koturača u pokretnom bloku koturača. Jedna kolotura više potrebna je za usmeravanje

―mrtvog‖ kraja uţeta. Na sistem koturača obešena je kuka, a na nju se vješaju sve ostale

bušaće alatke. Vešanje unutar kuke ostvaruje se preko opruge koja sluţi za ublaţavanje

udaraca. Kuka moţe biti integralni dio pomičnog sistema koturača ili obešena preko

uzengije (prstena). Uţe takođe sluţi i za vešanje isplačne glave na kuku. Sa strana kuke

obešene su uzengije (prstenovi) koji drţe elevator, alatku koja sluţi pri manipulaciji

cevnim alatkama.

9.3.4. Sistem bušaćih alatki

Za bušenje rotacijonim načinom potrebni su: isplačna

glava, radna šipka, rotacioni sto, bušaće alatke i dleto.

Bušaće alatke postavljene između isplačne glave i dleta

uključuju radnu šipku, bušaće šipke i teške šipke (slika

1.18).

9.3.5. Isplačna glava

Isplačna glava je sloţena i neophodna alatka pri

rotacijonom bušenju (slika 1.19). Obešena je pomoću

uzengije na kuku. Ima tri vaţne funkcije:

(1) preuzima teţinu bušaćih alatki;

(2) dozvoljava rotaciju bušaćih alatki i

(3) osigurava prolaz isplaci iz sistema koji miruje

(savitljivo crevo za visok pritisak) u sistem koji rotira

(bušaće alatke), uz kontinuirano zaptivanje. Pritisak u

sistemu koji treba zaptivati - često prelazi i 300 bara.

Fluid u isplačnu glavu ulazi kroz ―guskin vrat‖, zakrivljenu cev koja spaja isplačnu glavu

s savitljivim visoko-pritisnim crevom. Unutar isplačne glave fluid se kreće kroz cev

isplačne glave koja je iznutra kaljena, a iz nje prolazi u niz bušaćih alatki.

131

9.3.6. Radna šipka i rotacioni sto

Radna šipka je trostrana, četverostrana ili šesterostrana cev, duţine 12,19 m (40 ft), koja

se postavlja na vrhu niza bušaćih alatki kada se rotacija alatki ostvaruje primenom

rotacionog stola. Sluţi za preuzimanje momenta torzije

od rotacionog stola, njegovo prenošenje na niz bušaćih

alatki i za provođenje fluida za ispiranje od isplačne

glave kroz niz bušaćih alatki do dleta. Iznad radne

šipke, tj. između nje i isplačne glave, postavljaju se

zasun radne šipke i sigurnosni ventil. Zasun radne

šipke (slika 1.20) je specijalni zasun koji se lako

raspoznaje po kuglastom proširenju tela. Moguće ga je

zatvoriti ukoliko dođe do proboja neţeljenog fluida iz

bušotine kroz bušaće alatke. Za njegovo zatvaranje

primenjuje se poseban ključ, koji bušači čuvaju na

odlagalištu unutar radnog podišta. Sigurnosni ventil

postavlja se između donjeg dela radne šipke i niza

bušaćih šipki. Kada se radna šipka zadiţe iznad

rotacionog stola - pri dodavanju

bušaćih ili teških šipki, nije moguće

lako doseći zasun radne šipke u

slučaju dotoka fluida iz bušotine. Za

sprečavanje neţeljene erupcije

navrće se tada u spojnicu bušaće

šipke protivpovratni ventil koji će

onemogućiti isticanje fluida iz

bušaćih alatki na površinu.

Navrtanjem radne šipke u navojni

spoj protivpovratnog ventila biće

moguće protiskivati fluid u bušotinu,

ali ćemo zbog delovanja

protivpovratnog ventila izgubiti

mogućnost registrovanja pritiska u bušaćim

šipkama pri zaustavljanju rada sisaljki. Gornji

kraj radne šipke spojen je s isplačnom glavom,

a donji kraj s bušaćim šipkama. Radi zaštite

spojnice radne šipke postavlja se između radne

šipke, tj. na njen donji kraj tzv. prelaz radne

šipke. Uloga mu je u zaštiti navoja donje

spojnice radne šipke (muške) kao mesta

otpuštanja i spajanja pri svakom dodavanju

bušaće šipke kako dleto napreduje pri bušenju. U slučaju oštećenja navoja ili njegovog

istrošenja tada se zamenjuje samo prelaz radne šipke, a ne ona sama. Da bi preuzela

rotaciju obrtnog stola, radna šipka svojim radnim delom klizi unutar kupole obrtnog

stola, u kojoj su valjci raspoređeni u skladu s presekom radne šipke (slika 1.21). Kupola

132

obrtnog stola povezuje se s obrtnim stolom preko uloţaka obrtnog stola. Veza se

ostvaruje ili preko vretena ili kvadratnim oblikom uloška. Rotacijom rotacionog (obrtnog)

stola rotira i uloţak rotacionog stola, a samim tim i kupola rotacionog stola, kao i radna

šipka. Kako su na radnu šipku spojene bušaće, teške šipke i dleto rotacija se prenosi i na

njih. Izraz rotacijono bušenje izveden je iz naziva obrtnog (rotacijonog) stola. Rotacioni

sto preuzima energiju preko transmisije dizalice ili ima svoj nezavisni pogon. Unutar

uloška rotacionog stola pri dodavanju bušaćih alatki ili pri manevriranju postavljaju se

segmenti za prihvatanje klinova. Klinovi su opremljeni nazubljenim segmentima od

tvrdog metala i sluţe za uklinjenje/ vešanje bušaćih alatki dok nisu obešene na kuki -

kada je odvrnuta radna šipka.

9.3.7. Bušaće alatke

Niz bušaćih alatki sačinjavaju obično bušaće šipke i teške šipke. Teške šipke su cevi vrlo

velike debljine zidova. Duţina

pojedine cevi zavisi od klase

prema АPI standardu, ali su

najčešće duţine 9,14 m (30 ft). Na

svakoj strani cevi izrađen je

navojni spoj. Strana cevi na kojoj

je navoj izrađen iznutra zove se

ţenskim delom spojnice, a strana

cevi na kojoj je izrađen spoljni

navoj zove se muški deo spojnice.

Pri međusobnom spajanju cevi

muški navojni spoj postavlja se

unutar ţenskog i navrće kleštima,

potrebnim momentom dotezanja.

Delovi cevi s izrađenim navojnim spojevima zovu se spojnice, a obično se izrađuju

odvojeno od tela cevi i nakon toga na njega zavaruju. Teške šipke su takođe čelične cevi,

ali s puno debljim zidovima. Primenjuju se u donjem delu niza za ostvarivanje

opterećenja na dleto. I one su najčešće duţine 9,14 m (30 ft), a navojni spojevi izrađuju se

kod njih na telu same cevi (slika 1.22).

9.3.8. Dleta

Pri izradi kanala bušotine dleto na dnu razrušava, tj. dislocira stenu. Zdruţenim

delovanjem osnog opterećenja i obrtnog momenta (aksijalnih i tangencijalnih sila) dleto

svojim reznim elementima reţe, drobi, odlama i struţe stenu, pri čemu ispirni fluid ima

vaţnu ulogu uuklanjanjučestica izbušene stene. Da li će doći do rezanja, drobljenja,

odlamanja ili struganja, zavisi od čvrstoće stene i oblika radne površine dleta.

Dleta za rotaciono bušenje počela su se primenjivati 1909. godine (Howard Hughes, Sr.

patentirao dleto sa dva konusa).

Prema konstrukciji i načinu dislociranja stene, sva dleta se mogu podeliti na sledeće

tipove:

133

-Lopatasta ili perasta dleta

-Dleta sa konusima ili ţrvnjevima

-Dleta sa nepomičnim reznim elementima (dijamantska, PDC i TSP

Istraţivanjima i primenom u praksi razvijene su danas dve konstrukcije dleta. Jedno su

ţrvanjska, ili konusna dleta sa ţrvnjevima koji se slobodno okreću pri rotaciji dleta.

Najčešća su troţrvanjska, ali su moguća i s dva ili četiri ţrvnja. Razlikujemo nadalje

ţrvanjska dleta sa zubima (slika

1.23 a) od dleta s insertima od

tvrdih metala (slika 1.23 b), kao

elementima za razrušavanje stena.

Sva takva dleta imaju u sebi

prolaze za protiskivanje isplake.

Većina je opremljena mlaznicama

koje usmeravaju mlaz isplake

prema elementima za

razrušavanje i dnu kanala

bušotine, uz istovremeno

povećavanje brzine mlaza zbog smanjivanja površine kroz koju fluid protječe.

―Dijamantna‖ i polikristalinska dijamantna dleta nemaju pomičnih delova (ţrvnjeva)

(slika 1.23 c). Umesto toga nepomični elementi za razrušavanje učvršćeni su po telu

dleta ili impregnirani u matricu. Zbog tvrdoće dijamanata ova se dleta najviše

primenjuju za bušenje tvrdih formacija, ali mogu biti vrlo efikasna i u mekim

formacijama.

9.3.9. Sistem za ispiranje

Jedna od bitnih karakteristika

rotacijonogg načina bušenja je

kontinuirano ispiranje kanala bušotine

tokom bušenja (slika 1.24). Da bi to bilo

moguće ostvaruje se protiskivanje fluida iz

spremišta, primenom isplačnih sisaljki,

kroz vod pod pritiskom, stojku, savitljivo

crevo, isplačnu glavu, radnu šipku, bušaće

alatke, dleto, prstenasti prostor između

bušaćih alatki i zidova kanala bušotine,

izlaznu cev na ušću bušotine, do sistema za

prečišćavanje.

Uloga fluida za ispiranje je:

čišćenje dna bušotine;

hlađenje dleta;

iznošenje krhotina probušenih naslaga iz

kanala bušotine;

134

ostvarivanje protivpritiska na zidove kanala bušotine kako ne bi došlo do

urušavanja;

sprečavanje dotoka fluida iz probušenih formacija tekom bušenja i dr.

9.3.10. Fluid za ispiranje (isplaka)

Fluid za ispiranje najčešće je tečnost, ali se moţe koristiti i gas (vazduh). Ukoliko je fluid

za ispiranje tečnost, njegova osnova moţe biti voda ili nafta. U toj osnovi suspenduju se

posebne vrste glina, a za ostvarivanje ţeljene zapreminske mase mogu se dodavati

oteţivači. Za kontrolu viskoziteta i ostalih ţeljenih karakteristika, isplake se obrađuju

hemikalijama (aditivima) koje će osigurati ţeljeno ponašanje fluida u kanalu bušotine i

na površini. Glavno je smanjiti izdvajanje vode ili nafte u probušene formacije i ostvariti

tanki nepropusni oblog čvrstih čestica po zidovima kanala bušotine. Izduvavanje

vazduhom primenjuje se maksimalno u 1% radova na bušenju. Efikasnost iznošenja

čvrstih čestica je puno manja nego kod ispiranja tečnošću, ali je primena opravdana u

kavernoznim naslagama, kod totalnih gubitaka i slaboj mogućnosti opskrbe tečnom

fazom.

9.3.11. Bazeni i isplačne sisaljke

Isplaka se priprema primenom levka s

mlaznicom gde se suva praškasta glina i

sredstvo za oteţavanje dodaju u struju tečnosti

ubrzanu kroz mlaznicu. Većinu aditiva koji se

nabavljaju kao praškasti materijali nije

preporučljivo dodavati preko levka nego ih se

priprema (otapa) u posebnom spremištu; npr.

kaustična soda. Pripremljena isplaka čuva se u

spremnicima - bazenima. Na bazenima

postavljene su mešalice - agitatori, koji mešaju isplaku

kako bi bila tekuća i lakše usisana u sisaljku. Isplačne

sisaljke (slika 1.25) su bitna komponenta cirkulacijskog

sustava. Obično su na postrojenju dve iz sigurnosnih

razloga, a ponekad (bušenje uvodnog dela kanala

bušotine) i zbog potrebne količine koju je potrebno

dobaviti. To su klipne sisaljke, pogonjene

elektromotorima ili preko transmisije dizalice. Pri

izduvavanju vazduhom ili gasom sisaljke zamenjuju

kompresori. Isplaka se pomoću isplačnih sisaljki

usisava iz usisnog bazena, povećava se pritisak u

potisni vod, protiskuje kroz stojku; čeličnu cev

postavljenu uz podstrukturu i strukturu tornja, zatim

kroz savitljivo - čeličnim ţicama ojačano gumeno crevo do isplačne glave. Ovde isplaka

ulazi iz sistema koji miruje u sistem koji rotira pri bušenju - radnu šipku, bušaće šipke,

teške šipke i dleto, i izlazi kroz mlaznice dleta. U mlaznicama isplaka se drastično

ubrzava, ostvaruje osim prethodnih zadataka i hidrauličko razrušavanje stena na dnu

135

kanala bušotine i podiţe se s razrušenim krhotinama stena unutar prstenastog prostora.

Noseći razrušene čestice, diţe se do površine i kroz izlivnu cev odlazi na vibracijona sita i

ostale delove sistema za prečišćavanje do taloţnog bazena (slika 1.28).

9.3.12. Vibracijona sita

Vibratori odvajaju čvrste čestice određenih dimenzija iz isplake te ih odbacuju u

otpadnu grabu. Finije - sitnije čestice koje nije moguće izdvojiti na sitima, odvajaju se

hidrociklonima - odvajačima peska i silta i također odbacuju u otpadnu grabu. Ukoliko

isplaku ne očistimo od suvišnog sadrţaja čvrstih čestica njena gustoća se povećava, ona

neţeljeno erodira sistem kroz koji je protiskujemo i gubi poţeljna reološka svojstva koja

konačno više ne moţemo kontrolisati. Kada se u isplaci koju protiskujemo pojavi gas

njegovo odvajanje ostvarujemo primenom odvajača gasa. Ukoliko to ne učinimo pre

ponovnog protiskivanja isplake u bušotinu, moguća je zbog smanjenja njene gustine

erupcija koju će biti teško kontrolisati i sanirati. Odrţavanje karakteristika isplake

jedan je od najvaţnijih zadataka osoblja pri bušenju.

9.3.12. Sustem za kontrolu ušća bušotine

Osnovni zadatak ovog sustema je u osiguranju ušća

bušotine od neţeljene i nekontrolisane erupcije.

Nekontrolisanaa erupcija moţe ugroziti ţivote ljudi,

uništiti postrojenje i značiti gubitak bušotine, a

moţda čak i leţišta. Ukoliko je gustina fluida

premala da ostvari potreban pritisak na formaciju

dolazi do dotoka slojnog fluida u kanal bušotine,

njegovo dizanje prema površini, ekspandiranje -

ukoliko je u pitanju gas, izbacivanja olakšanog stuba

isplake i erupcije. Ukoliko se na vreme ne uoče

činioci koji ukazuju na dotok slojnog fluida u kanal

bušotine posledice mogu biti drastične. U slučaju

pravovremenog uočavanja dotoka fluida primarno

osiguranje je pravovremeno zatvaranje preventerskog sklopa na ušću bušotine.

9.3.13. Preventerski sistem

Sistem preventera (BOP), zajedno s ostalom opremom primenjuje se za zatvaranje ušća

bušotine i omogućavanje kontrole izbacivanja fluida pre nego dođe do erupcije. Postoje

dva osnovna tipa preventera; prstenasti i čeljusni (slika 1.29). Prstenasti preventer ima

gumeni zaptivni element koji pri aktiviranju zatvara prostor oko cevne alatke koja se

unutar njega nalazi bez obzira na njen presek i dimenzije; ili ako nema nikakve alatke,

zatvara potpuno puni presek kanala bušotine. Čeljusni preventeri sastoje se od tela i

velikih čeljusnih zaptivnih elemenata. Razlikuju se čeljusti za zatvaranje punog preseka,

koje takođe sluţe i kao sekači, te čeljusti za zatvaranje prstenastog prostora oko cevi. S

obzirom na spoljni prečnik cevi, treba primeniti odgovarajuće dimenzije čeljusti. U

praksi obično se na ušće bušotine postavljaju dva preventera; čeljusni je donji, a

prstenasti gornji. Ukoliko ţelimo bušiti dok je bušotina pod pritiskom moţe se na vrh

136

opreme ušća bušotine postaviti tzv. rotacijoni preventer. Dva ili više preventera

primenjuje se kao sigurnosna mera u slučaju kvara nekog od njih. Slika 1.29. Sistem

preventera za kontrolisanje pritisaka na ušću bušotine

9.3.14. “ Koomey” uređaj

Otvaranje i zatvaranje preventera obavlja se

hidraulički (moguće je i ručno), fluidom

spremljenim pod tlakom u spremnicima uređaja

koji zovemo ―Koomey‖ (slika 1.30). Nekoliko

rezervoara hidrauličnog ulja, u obliku boce ili

kugle s kompenzacijskim jastukom azota,

međusobno je povezano u operativnu jedinicu.

Hidraulične sisaljke podiţu pritisak ulja na

ţeljeni pritisak sistema za zatvaranje i

potiskuju od rezervoara do preventerskog sklopa

kroz cevi visokog pritiska. Kako je zatvaranje

preventera potrebno obaviti što brţe,

hidrauličko ulje je u spremniku pod tlakom od

105•105 do 210•105 Ra (1500 do 3000 psi).

Uređaj se postavlja najmanje 30 m od ušća

bušotine, kako bi se pri pojavi dotoka ili

erupcije, mogao nesmetano koristiti.

Dodatni upravljački sklop (slika 1.31) postavlja

se na podištu tornja uz upravljačke sklopove

postrojenja i povezan je s ―koomey‖ uređajem.

Na niskim temperaturama potrebno je

rezervoare termički izolovati ili zagrevati, a

smrzavanja se moţe sprečiti i dodavanjem

antifriza (glikol etilena) u hidrauličko ulje.

9.3.15. Podesiva mlaznica (Choke)

Zatvaranje ušća bušotine pri dotoku slojnog fluida pomoću preventera, samo je prvi

korak prema uspostavljanju ravnoteţnog stanja. Za nastavljanje bušenja bušenja

potrebno je bušotinu očistiti od gasa i gasificiranje isplake i utisnuti isplaku dovoljne

gustine za ostvarivanje pritiska koji će onemogućiti dalji dotok fluida iz formacije - taj

postupak nazivamo ―gušenjem― bušotine. Za omogućavanje ovog postupka, na vod za

rasterećenje preventerskog sistema postavlja se niz ventila povezanih cevima visokog

pritiska. Neki od tih ventila su definisanog otvora, a neki omogućavaju menjanje otvora

za proticanje fluida. Otvaranjem, delimičnim zatvaranjem ili potpunim zatvaranjem

mlaznice promenjivog otvora omogućiti će se protiskivanje fluida za gušenje pod ţeljenim

pritiskom. Upravljanje promenjivom mlaznicom takođe je moguće ostvarivati s

kontrolnog panela koji se postavlja na dovoljnoj udaljenosti od ušća bušotine da se

omogući siguran rad rukovaocu. Kako se pri gušenju promenjive mlaznice jako troše,

Слика 1.30. Погонско-

резервоарски систем

превентерског склопа (―Коомеy‖)

1) сигурносни вентил

2) резервоари

3) електромотором погоњена

хидрауличка сисаљка и

аутоматска склопка

4) аутоматска склопка

5) сабирна цeв и регулацијони

вентил

6) ваздушни регулацијони вентил

7) спојничке цeви за ваздушне

команде

8) вентили

137

njihova zamena ili popravka omogućava se preusmeravanjem toka fluida kroz drugi

ventil stalnog ili promenjivog preseka.

9.3.16. Odvajači gasa

Odvajači gasa su bitni delovi postrojenja pri gušenju bušotine. Pomoću njih se odvaja gas

iz isplake i ona se moţe, ponovno oteţana, utiskivati u bušotinu. To su cevni rezervoari u

kojima se povećava površina proticanja i usporava brzina fluida kako bi se olakšalo

odvajanje gasne faze. Isplaka, iz koje je odvojen gas, skuplja se i odvodi s dna odvajača, a

gas s vrha. Gas koji se izdvaja, spaljuje se na baklji udaljenoj od postrojenja (obično kod

otpadne grabe).

9.3.17. Pomoćna sredstva

Osim bitnih komponenti bušaće postrojenje sastoji se i od velikog broja pomoćnih

sredstava. Neka od njih su generatori, kompresori, rezervoari goriva, maziva, isplačnog

materijala, te različiti merni i kontrolni uređaji. Generatori jednosmerne i naizmenične

struje snabdevaju postrojenje potrebnom energijom, a na modernim postrojenjima obično

su pogonjeni diesel motorima. Trebaju osigurati dovoljno energije za pogon dizalice,

rotacionog stola, isplačnih sisaljki, napojnih centrifugalnih sisaljki, mešalica,

ventilatora, osvetljenja i slično.

Kompresori Na postrojenjima se obično postavlja manji kompresor za snabdevanje

vazduhom vazdušnih spojnica, navrtačima, automatskim klinovima, vitlu, kontrolnim

uređajima pogonjenim vazduhom i slično. Na elektromotornim postrojenjima taj se

vazduh primenjuje i za pokretanje glavnih pogonskih

motora.

Skladištenje isplačnog materijala Osim sistava za

pripremu, protiskivanje i pročišćavanje isplake neophodno je

osigurati dovoljno rezervnog materijala za pripremu i

odrţavanje isplake. Materijal za izradu isplake bentonit i

oteţavanje barit, mogu se skladištiti u vrećama ili što je

danas češće u spremištima-silosima. Ostali praškasti

materijal koji se ne troši u velikim količinama skladišti se u

vrećama na paletama i ako je moguće u natkrivenom

prostoru.

Bušaći instrumenti Upravljački sklop je ključni deo

postrojenja. Pomoću njega moţe se upravljanje skoro svakim

delom postrojenja. Za samo bušenje bitni su uređaji za

kontrolu primenjene snage, pritiska, opterećenja na kuki ili

dleto, momenta torzije. Uz to kontrola količine protoka

fluida, nivoa isplake u bazenima i gustine isplake

omogućavaju siguran rad pri bušenju. Određeni parametri

reţima bušenja i rada postrojenja ispisuju se celo vreme

rada postrojenja za naknadnu kontrolu postupaka. Na slici

1.32 prikazani su instrumenti na glavnom bušaćem panelu.

138

Ostala sredstva Na lokaciji postrojenja nalaze se i rezervoari za gorivo; barake za

radnike; radionica; odlagalište pomoćnog alata i skladišta delova sisaljki, isplačne glave i

ostale potrošne opreme. Platforme ili brodovi za bušenje koji se primenjuju pri bušenju

na moru trebaju osigurati i prostor za smeštaj, prehranu i odmor posade dok nije u

smeni. Isto tako trebaju imati dovoljno skladišnog prostora za smeštaj tečnih i čvrstih

sredstava potrebnih za kontinuiran i siguran rad bunar.

139

10. Priprema nafte i gasa za transport

Proizvodnja nafte i gasa podrazumeva dobijanje fluida iz bušotina, dopremanje

(transport) do mesta gde se bušotinski fluid razdvaja na gas, naftu i vodu, merenje

razdvojenih fluida, pripremu za korišćenje, skladištenje i transport.

Mesto gde se sakuplja proizvedeni bušotinski fluid, razdvaja i mere protoci svake od

faza, priprema za transport, gde se skladišti i odakle se otprema naziva se sabirno-

otpremna stanica. Sabirno-merne stanice su objekti postavIjeni na mestima gde se

sakupIjaju Ieţišni fluidi iz bušotina koje gravitiraju tom području, gde se razdvajaju,

mere i transportuju do sabirno-otpremne stanice. Sabirno-merna stanica ne poseduje

uređaje za pripremu fIuida, za skladištenje i transport.

Kada se nafta i gas dobiju iz prirodnih leţišta, moraju se podvrgnuti određenim

tehnološkim operacijama u cilju dobijanja produkata ţeljenih svojstava. Sve tehnološke

operacije i postrojenja koja se koriste u tu svrhu čine tehološki kompleks za pripremu

nafe/gasa. Operacije koje se koriste u tu svrhu su:

• Separacija gas-tečno;

• Separacije tečno-tečno;

• Sušenje gasa;

• Prerada vode i dr

Redosled potrebnih tehnoloških operacija odnosno projektovanje procesa, tj kreiranje

tehnoloških kompleksa bazira se na hemijsko-inţenjerskim principima.

10.1. Fazni dijagram

Pomoću faznog dijagrama za osnovne vrste leţišnih fluida, moţe predvideti ponašanje

fluida tokom proizvodnje/eksploatacije i kako to utiče na planiranje razvoja

eksploatcionog polja.

Na osama prikazanim na ovom dijagrama nisu date brojne vrednosti iz razloga što se

one znatno razlikuju za različite

vrste leţišnih fluida, odnosno

svakoj vrst i fluida odgovara

određena skala , a na slici su

samo prikazane relativne

pozicije faznih transformacija

za svaku vrstu fluida.

Četiri vertikalne linije na

dijagramu prikazuju izotermsko

smanjenje pritiska u toku

eksploatacije različitih tipova

leţišnih fluida. Početne tačke,

odnosno početno stanje

temperature i pritiska,

relativno u odnosu na dvofazni region su različiti za svaki tip fluida.

140

Početno stanje za suvi gas je izvan dvofaznog regiona i nalazi se desno od maksimalne

temperature dvofaznog regiona (krikondoterme - koja je obično manja od 0°C za suvi

gas), pa samim tim i od kritične tačke, što potvrđuje da fluid inicijalno postoji samo kao

jednofazni gas. Pošto je početna temperatura viša od maksimalne temperature dvofaznog

regiona, uslovi u leţištu (pritisak i temperatura) koji se menjaju u toku eksploatacije

nikada ne mogu biti takvi da se stanje suvog gasa nađe unutar dvofaznog regiona, tako

da sastav i fazno stanje ovog tipa leţišnog fluida ostaje kostantno tokom eksploatacije.

Temperatura i pritisak u separatoru u su obično izvan dvofazne oblasti tako da nema

izdvajanja tečnosti tokom separacije. Jednostavno je predviđanje kvaliteta proizvedenog

fluida i lako je ugovaranje, zbog velikog stepena sigurnosti .

U odnosu na suv gas ima veći sadrţaj teţe frakcije ugljovodonika od C2-C6, i zbog toga je

granica dvofazne oblasti pomerena dole i desno u odnosu na suvi gas. Leţišni uslovi

ostaju izvan dvofaznog regiona, tako da sastav fluida u leţištu ostaje konstantan, a fluid

ostaje u gasnom stanju sve vreme. Ali se uslovi u separatoru podešavaju tako da se fluid

uvede u dvofazni region.

Kada se temperatura smanji ispod temperature tačke rose (preseče se linija rose) teţe

komponente kondenzuju kao tečnost u separatoru.

Tačna zapremina tečnosti koja kondenzuje zavisi od uslova u separatoru i rastojanja

između linija koje predstavljaju konstanan udeo tečnosti u dvofaznoj smeši, a koje su

prikazane na slici.

Ove teţe komponente su skuplje, te su zato značajne (premijum) iobično se izdvajaju iz

gasa, tako da ostane uglavnom samo metan (CH4), a gas se tada smatra suvim (ne znači

da nema vode, nego teţih ugljovodonika).

Pošto je početna temperatura gasnog kondenzata između kritične temperature i

temperature krikondoterme, na leţišnim uslovima, pre početka eksploatacije, fluid je u

gasnom stanju, ali kada dodje do pada pritiska u leţištu, dolazi i do kondenzovanja

tečnosti u leţištu, pri čemu je zapreminski udeo tečne faze mali (vidi sliku- fazni

dijagram).

Ova tečnost ne moţe da se istisne iz leţišta (iz pora), pa se moţe smatrati nepokretnom

fazom.

Pošto je njena cena visoka, da bi se sprečila pojava kondenzacije, suvi gas pod pritiskom

se, nakon separacije, vraća u bušotinu (v idi sliku na sledećem slajdu) i tako pritisak

odrţava iznad linije kondenzacije.

141

Alternativno se ubacuje voda kako bi se povećao pritisak i ako se ovo primenjuje retko.

Kada se u dvofaznoj oblasti nastavi sa smanjenjem pritiska (ispod tačke rose) na početku

dolazi do povećanja sadrţaja tečne faze, i ova pojava se naziva retrogradna kondenzacija

(vidi fazni dijagram ).

Četiri osnovna tipa leţišnih fluida ugljovodonične prirode su:

1. gas (uključujući suvi i vlaţni gas),

2. gasni kondenzat,

3. isparljiva nafta (laka nafta)

4. i tzv. crna nafta (teška nafta).

1.2.1 Laka i teška nafta

Pošto je početna temperatura lake i teške nafte ispod kritične temperature, na leţišnim

uslovima fluid je u tečnom stanju.

Kada dodje do pada pritiska u leţištu, moţe eventualno doći do izdvajanja gasa,

ključanja nafte, a mehurovi gasa koji se izdvajaju imaju veći sadrţaj lakšeisparljivih

komponenata.

U separatoru, i laka i teška nafta nalaze se u dvofaznom regionu.

Mali pad pritiska ispod linije tačaka ključanja dovodi do značajnog smanjenja sadrţaja

tečne faze na račun gasa kod lakih nafti, dok je kod teških nafti potreban značajan pad

pritiska da bi se povećao sadrţaj parne faze (vidi fazni dijagram).

Projektovanje procesa/tehnoloških kompleksa za pripremu nafte/gasa.

• Za izradu procesne šeme prvo je potrebno znati sastav nafte i gasa koji se dobijaju

iz izvora, kao i ţeljena svojstva krajnjih proizvoda.

• Karakteristike leţišta nafte moraju takođe biti poznata.

• lzrada procesne šeme

Oprema koja se koristi u blizini bušotine treba da obezbedi u prvom redu što brţe

razdvajanje fluida koji se crpi iz leţišta i to na tri struje: gas, naftu i vodu. Nakon toga,

svaki od ovih tokova dalje prolazi kroz jednu ili više tehnoloških operacija koje se

nadovezuju jedna na drugu u cilju dobijanja proizvoda ţeljenih svojstava.

Slika 10.1.: Princip separacije

Fluid koji se

dobija iz

bušotine

Separacija i prerada

Gas

Nafta

VodaNečistoće

142

Slika 10.2.: Princip separacije

Eksploataciono polje raspolaţe veoma velikim brojem objekata, koji se prema svojoj

nameni mogu podeliti na osnovne i pomoćne objekte.

U osnovne objekte spadaju eksploatacione bušotine sa njihovom opremom, mnogobrojna

mreţa naftovoda i gasovoda unutar polja, uređaji za sabiranje i merenje nafte i gasa, za

demulgaciju i stabilizaciju nafte, upumpavanje, u skladištenje i otpremu nafte, itd .

U pomoćne objekte spadaju parni kotlovi, elektro mreţa za snabdevanje polja elektro

energijom, vodovodna mreţa, mašinske radionice, garaţe, itd .

U tu svrhu grade se specijalni sistemi i uređaji koji će biti nabrojani u tehnološkoj šemi

procesa sa biranja i primarne obrade nafte i gasa.

10.2. Tehnološka šema procesa sabiranja i primarne obrade nafte i gasa

Fluid koji se

dobija iz

bušotine

Separacija i prerada Gas

Nafta

Voda

Separator nafte

Izdvajanje gasa

Izdvajanje vode

Degazolinaţa

Uklanjanje nečistoća

Kompresija

Uklanjanje Transport Transport

143

1. U separatorima se vrši odvajanje nafte i gasa,

2. U mernim kolektorima merenje proizvodnje;

3. Izdvojeni gas ide na odvajanje mehaničkih primesa iz gasa,

4. Zatim na degazolinaţu,

5. Zatim se vrši sušenje gasa,

6. Izdvajanje sumpora i CO2 iz gasa,

7. Odorizacija gasa i na kraju gas ide potrošacima.

Iz nafte se

1. Izdvaja voda i pesak,

2. Zatim se vrši sabiranje, merenje i odstojavanje nafte,

3. Demulgacija,

4. Stabilizacija,

5. Skladištenje i

6. Slanje u rafineriju na preradu.

10.3. Sastav nafte i gasa

Ţeljena svojstva krajnjeg proizvoda /(definiše ih kupac, zavise od potreba vezanih za

transport i skladištenje)

Analize koje se rade kod nafte

• gustina na 15 °C izraţena u kg/m3 <SRPS B.H8.015, ISO 3675 ili ASTMD 1298)

• API gustina na 60 °F izraţena u 0 (ISO 3675)

• voda i sedimenti (BSW) izraţeno u % v/v (ISO 9030 ili ASTM D 96-88)

• sadrţaj sumpora izraţen u % m/m (ISO 8754 ili ASTM D 4294)

• tačka stinjavanja izraţena u °C (ISO 3016 ili ASTM D 97)

• viskoznost izraţena u mm2/s (ISO 3104)

• napon pare po Reidu izraţen u bar (ISO 3007 ili ASTM D 323)

Uobičajene specifikacije proizvoda,

Nafta

True vapour pressure (TVP) <83 kPa @ 15

Base sediment and water (BS&W) <0.5 vol%

Temperature > Pour point

Salinity (NaCl) <70 g/m3

Hydrogen sulphide (H2S) <70 g/m3

Gas

Liquid content < 100mg/m3

Water dew point at —5 C < 7 Pa

Heating value >25 MJ/m3

144

Composition, CO2, N2, H2S Deliverv pressure and

temperature

Voda

Dispersed oil content <40 ppm

Suspended solids content <50 g/m3

True vapour pressure (TVP) <83 kPa @ 15

Base sediment and water (BS&W) <0.5 vol%

Temperature > Pour point

Salinity (NaCl) <70 g/m3

Hydrogen sulphide (H2S) <70 g/m3

Liquid content < 100mg/m3

Water dew point at —5 C < 7 Pa

Heating value >25 MJ/m3

Composition, CO2, N2, H2S Deliverv pressure and

temperature

Dispersed oil content <40 ppm

Suspended solids content <50 g/m3

1.2.2 Opis ležišnih fluida

Kvalitet i kvantitet fluida koji se dobijaju iz bušotine određen je sastavom ugljovodonika,

prirodom leţišta i postupkom razvoja eksploatacionog polja. Dok se na prva dva faktora

ne moţe uticati, s obzirom da spadaju u prirodne faktore, na poslednjim faktorom

moguće je upravljati u okviru postojećih tehnoloških ograničenja i ograničenja trţišta .

Osnovna svojstva ugljovodonika koja utiču na projektovanje procesa su :

PVT karakteristike: koje određuju hoće li proizvedeni tok biti tečna ili gasna faza na

određenom pritisku i temperaturi; Kvalitet i kvantitet fluida koji se dobijaju iz bušotine

određen je sastavom ugljovodonika, prirodom leţišta i postupkom razvoja

eksploatacionog polja. Dok se na prva dva faktora ne moţe uticati, s obzirom da spadaju

u prirodne faktore, na poslednjim faktorom moguće je upravljati u okviru postojećih

tehnoloških ograničenja i ograničenja trţišta .

1.2.2.1 Osnovna svojstva ugljovodonika koja utiču na projektovanje procesa su :

PVT karakteristike: koje određuju hoće li proizvedeni tok biti tečna ili gasna faza na

određenom pritisku i temperaturi;

Sastav: koji određuje udeo ugljovodoničnih komponenata (C1- C7+) i neugljovodoničnih

jedinjenja (azot, ugljendioksid, vodoniksulfid ) prisutnih u fluidu ;

Emulziona svojstva: koja određuju koliko teško će biti moguće razdvojiti tečne faze;

Viskozitet i gustina: na osnovu kojih se procenjuju tansportna svojstva fluida;

145

Ukoliko se prilikom eksploatacije nafte i/ili gasa dobija i leţišna voda, potrebno je

napraviti i hemijsku analizu te vode ( pravilno uzorkovanje i beleţenje rezultata su

obavezni ).

Pored svojstava fluida, vaţno je znat i kako će se zapremine/količine i protoci fluida

menjati u toku eksploatacije naftnog leţišta, odnosno u različitim fazama

eksploatacionog ciklusa nekog polja.

Da bi se mogla projektovati postrojenja, odnosno odrediti njihov kapacitet, neophodno je

znati promene proizvodnje sa vremenom, odnosno proizvodne profile za naftu, gas i vodu.

Procene promena leţišnog pritiska i temperature tokom vremena koriste se za

određivanje načina na koji će se osobine proizvodne struje menjati

Slika 10.3. Tehnološka šema sabirno-otpremne stanice

1.2.3 Priprema nafte za transport

Da bi se nafta mogla transportovati potrebno je iz nje izdvojiti vodu, što se obavla:

• taloţnicima,

• odvajačima slobodne vode,

• u rezervoarima,

• prelivnim jamama.

Za razdvajanje vode i nafte iz naftne emulzije se koriste:

• uređaji za zagrevanje naftne emulzije,

146

• filteri za dehidraciju nafte,

• centrifugalni dehidrator,

• uređaji za dodavanje deemulgatora ,

• kombinovani uređaji triteri .

1.2.4 Odsoljavanje nafte

Proces pripreme nafte sa ciljem smanjenja sadrţaja hlora u nafti. U procesu odsoljavanja

ne uklanjaju se samo hloridi natrijuma i magnezijuma nego i voda i mehaničke

nečistoće, oksidi gvoţđa, sulfidi gvoţđa, organska jedinjenja vanadijum a i drugih

metala.

Na naftnim poljima, odsoljavanje se primenjuje u okviru procesa dehidracije.

1.2.5 Uređaji za izdvajanje nafte iz ležišne vode

Uređaji za dehidraciju

-trofazni separatori,

-taloţnici,

-triteri,

Nakon izdvajanja vode u uređajima za dehidraciju u izdvajačima slojne vode ona sadrţi i

naftu, u vidu fino raspoređenih malih kapljica, čiji se sadrţaj kreće od 100 do 2000 mg/l.

Princip rada oprema za izdvajanje nafte iz vode zasniva se na gravitacionom izdvajanju

naftnih kapljica iz leţišne vode (Stoksov zakon), koalesciranju malih naftnih kapljica

(koalescentna filtracija) i izdvajanju naftnih kapljica pomoću flotacije.

1.2.6 Uređaji za pripremu vode

Rezervoari i sudovi sa prelivanjem nafte,

Hvatači i filteri

1.2.7 Separatori

Separatori su protočni uređaji pod pritiskom, koji se nalaze na površini (na

eksploatacionom polju), u koje se kontinualno dovodi bušotinski fluid i zadrţava

određeno vreme u njima kako bi se ostvarilo razdvajanje nafte, gasa i vode. Oni čine

sastavni deo proizvodnog procesa nafte i gasa i ne smeju narušavati kontinuitet

proizvodnog procesa.

Separatori se dele na:

DVOFAZNE - koji odvajaju gas od nafte

i TROFAZNE - koji odvajaju gas od nafte i vodu od nafte.

147

1.2.7.1 Princip rada separatora

Fluid ulazi u separator i udara u ulazni element. Nagla promena kretanja dovodi do

početne separacije tečne i gasne faze, dok odvod na ulaznom elementu usmerava tečnu

fazu izpod međufazne površine gas-nafta.

Deo separatora gde se sakuplja tečna faza mora biti tako konstruisan da se obezbedi

dovoljno vreme zadrţavanja radi izdvajanja sloja nafte na površini, dok se slobodna voda

taloţi na dno.

Nivo međufazne površine nafta-voda, odnosno vode kontrolišu regulatori nivoa.

Gas struji horizontalno i pre izlaska iz separatora prolazi kroz hvatač kapi. Na izlaznom

vodu gasa nalazi se regulator koji odrţava pritisak u separatoru.

Slika 10.4. Separatori

1.2.7.2 Osnovni delovi separatora

-Ulazni element (omogućava primarno razdvajanje

bušotinskog fluida na tečnu i gasnu fazu);

-Odvajač vlage/kapljica (iz gasa na izlazu izdvaja fino

raspršene (u vidu magle) tečne kapljice);

-Regulator nivoa;

-Regulator pritiska i sigurnosna oprema

Slika 10.5. Šema vertikalnog separatora sa delovima: 1.-

regulator pritiska, 2. - izlaz gasa, 3.- odvajač vlage, 4. - ulaz

fluida u separator, 5. - ulazni element, 6.- pregrade za

skeretanje smera protoka, 7. - regulator nivoa tečne faze, 8.-

motorni ventil , 9.- izlaz tečne faze

148

1.2.7.3 Podela separatora

Separatori se dele po obliku na:

1. vertikalne

2. horizontalne

3. sferične i

4. separatore specijalne namene

Ulazni element:

- deflektor (ravna ploča, ugaoni

element, konusni element, sferični

sud), -ciklon (kada je veći gasni

faktor)

lzdvajač vlage - hvatač kapljica

a ) od ţičane mreţe ;

b) od paralelnih rebrastih ploča

149

1.2.7.4 Različiti tipovi separatora, po nameni

Slika 10.6. Merni separator Slika 10.7. Filter separator

10.8. Trofazni separator 10.9. Trofazni vertikalni separator

1.2.8 Priprema prirodnog gasa za transport

Pri proizvodnji gasa iz gasno kondenzatnih leţišta primenjuju se tri metode obrade gasa:

Nisko-temperaturna separacija - izdvajanje tečnih ugljovodonika i vode uz pomoć

niskih temperatura ostvarenih prigušivanjem gasa visokog pritiska ili pomoću uređaja

za hlađenje. (U praksi se najćešće koristi niskotemperaturni postupak. Omogućava

izdvajanje od 80-100% viših ugljovodonika i sušenje gasa do zahtevane tačke rose u

odnosu na vodu i ugljovodonike.)

Apsorpcija-izdvajanje tečnih ugljovodonika, vode i kiselih primesa pomoću tečnog

apsorbensa.(U apsorpcione postupke spada sušenje gasa glikolom, izdvajanje kiselih

primesa aminskim postupkom i stabilizacija kondenzata.)

Adsorpcija - apsorpcija-izdvajanje tećnih ugljovodonika, vode i kiselih primesa pomoću

ćvrstog adsorbensa.(Adsorpcioni postupak se primenjuje umesto nisko-temperaturne

separacije, kada bi bile potrebne jako niske temperature)

Koristi se i kombinacija ovih postupaka.

150

Pri transportu prirodnog gasa dolazi do kondenzovanja vodene pare koja se sakuplja u

dnu cevovoda u obliku slobodne vode - ona nepovoljno utiče na transportne uslove jer

zauzima deo cevovoda, smanjuje slobodan prostor za transport gasa.

Smanjuje toplotnu vrednost gasa. Izaziva unutrašnju koroziju cevi i uređaja, jer voda u

kontaktu sa kiselim gasovima, ugljendioksidom i sumporvodonikom, gradi slabe kiseline

koje izazivaju koroziju. Izaziva stvaranje hidrata ugljovodonika pri određenim uslovima

p i T.

Industrijski postupci za sušenje prirodnog gasa:

1. apsorpcija vlage tečnim apsorbentom -glikoli (monoetilengikol, dietilenglikol,

trietilenglikol),

2. adsorpcija vlage na adsorbensima (desikantima) (aluminijum oksid, silika gel,

boksit),

3. izdvajanje vlage ekspanzionim hlađenjem.

Pri transportu prirodnog gasa dolazi do kondenzovanja vodene pare koja se sakuplja u

dnu cevovoda u obliku slobodne vode - ona nepovoljno utiče na transportne uslove jer

zauzima deo cevovoda, smanjuje slobodan prostor za transport gasa.

Smanjuje toplotnu vrednost gasa. Izaziva unutrašnju koroziju cevi i uređaja, jer voda u

kontaktu sa kiselim gasovima, ugljendioksidom i sumporvodonikom, gradi slabe kiseline

koje izazivaju koroziju. Izaziva stvaranje hidrata ugljovodonika pri određenim uslovima

p i T.

Industrijski postupci za sušenje prirodnog gasa:

1. apsorpcija vlage tečnim apsorbentom -glikoli (monoetilengikol, dietilenglikol,

trietilenglikol),

2. adsorpcija vlage na adsorbensima (desikantima) (aluminijum oksid, silika gel,

boksit),

3. izdvajanje vlage ekspanzionim hlađenjem.

Slika 10.12. Adsorbcija glikolom

Degazolinaţa prirodnog gasa - izdvajanje gazolina iz prirodnog gasa.

151

Gazolin je smeša viših, manje isparljivih ugljovodonika.

Kada je izdvojena iz prirodnog gasa naziva se sirovi gazolin.

Metode izdvajanja gazolina su:

1. kompresija,

2. apsorpcija

3. adsorpcija i

duboko hlađenje. Degazolinaţa prirodnog gasa - izdvajanje gazolina iz prirodnog gasa.

Gazolin je smeša viših, manje isparljivih ugljovodonika.

Kada je izdvojena iz prirodnog gasa naziva se sirovi gazolin.

Metode izdvajanja gazolina su:

1. kompresija,

2. apsorpcija

3. adsorpcija i

4. duboko hlađenje.