1 · Web view1.1. Klasifikacija ležišnih fluida Klasifikacije ležišnih ugljikovodika se razlikuju od autora do autora. Ukoliko se fluid sastoji većinom od manjih molekula, biti

SVEUČILIŠTE U ZAGREBU

RUDARSKO-GEOLOŠKO-NAFTNI FAKULTET

Preddiplomski studij naftnog rudarstva

KLASIFIKACIJA LEŽIŠNIH UGLJIKOVODIKA NA TEMELJU RAČUNATIH FAZNIH DIJAGRAMA

Završni rad

Ivan Mitrović

N3215

Zagreb, 2011.

Sveučilište u ZagrebuRudarsko-geološko-naftni fakultet

Završni rad

POMAK FAZNOG DIJAGRAMA

IVAN MITROVIĆ

Završni rad je izrađen: Sveučilište u ZagrebuRudarsko-geološko-naftni fakultetZavod za naftno inženjerstvoPierottijeva 6, 10 000 Zagreb

Sažetak

Fazni dijagram je grafički prikaz količina tekuće i plinske faze razmatranog fluida pri određenom tlaku i temperaturi. Svaki fluid ima drugačiji fazni dijagram s obzirom na sastav. Jedinstvena klasifikacija ležišnih fluida po njihovim svojstvima ne postoji i klasifikacije se preklapaju. Analizirana je povezanost karakteristika faznog dijagrama i sastava, plinskog faktora i gustoće tekuće i plinske faze. Za analizu faznih dijagrama odabrano je 6 tipičnih fluida kojima je zatim mijenjan sastav, a proračuni su izvedeni pomoću PVT simulatora (PVTi).

Ključne riječi: fazni dijagram, klasifikacija ležišnih fluida, PVTi

Završni rad sadrži: stranice, tablica, slika i «broj » reference.

Jezik izvornika: Hrvatski

Završni rad pohranjen: Knjižnica Rudarsko-geološko-naftnog fakultetaPierottijeva 6, Zagreb

Mentor: Dr. sc. Domagoj Vulin, docent RGNf-aOcjenjivači: Dr. sc. Domagoj Vulin, docent RGNf-a Dr. sc. Miroslav Golub, redoviti profesor RGNf-a

Dr. sc. Tomislav Kurevija, docent RGNf-a a

Datum obrane: «datum »., Rudarsko-geološko-naftni fakultet, Sveučilište u Zagrebu

Sadržaj

Popis tablica.......................................................................................................................1

Popis slika..........................................................................................................................2

Popis oznaka i simbola......................................................................................................3

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

1.1. Klasifikacija ležišnih fluida.................................................................................................4

1.2. Klasifikacija prema McCainu..............................................................................................5

1.3. Klasifikacija prema Sečenu.................................................................................................7

1.3.1 Sirova nafta..................................................................................................................7

1.3.2. Prirodni plin................................................................................................................8

1.3.3. Prirodni bitumen........................................................................................................9

1.4. Klasifikacija prema Ahmedu.............................................................................................10

1.5. Klasifikacija ležišnih fluida prema PVT svojstvima.........................................................12

2. METODE ANALIZE..................................................................................................14

3. REZULTATI...............................................................................................................17

4. DISKUSIJA REZULTATA.......................................................................................23

5. ZAKLJUČAK..............................................................................................................27

6. LITERATURA............................................................................................................29

6. DODACI......................................................................................................................31

6.1. Primjer izvještaja flash proračuna pomoću PVTi simulatora (15,6°C i 1 bar).................31

6.2 Analizirani sastavi te izračunate vrijednosti iz sastava......................................................32

Popis tablica

Tablica 1-1. Lista tipičnih frakcija koje se izdvajaju iz sirove nafte................................4

Tablica 4-1. Prikaz svojstava odabranih fluida..............................................................19

Tablica 6.1. Good Oil Co-nafta......................................................................................34

Tablica 6.2. Nafta 2........................................................................................................34

Tablica 6.3. Nafta 3........................................................................................................35

Tablica 6.4. Nafta 4........................................................................................................35

Tablica 6.5. Nafta 5........................................................................................................36

Tablica 6.6. Good Oil Co-Volatile Oil...........................................................................36

Tablica 6.7. Hlapljiva nafta 2.........................................................................................37

Tablica 6.8. Hlapljiva nafta 3.........................................................................................37

Tablica 6.9 Hlapljiva nafta 4..........................................................................................38

Tablica 6.10. Hlapljiva nafta 5.......................................................................................38

Tablica 6.11. Good Oil Co-Near-Critical Oil.................................................................39

Tablica 6.12. Blizu-kritična nafta 2................................................................................39

Tablica 6.13. Blizu-kritična nata 3.................................................................................40

Tablica 6.14 Blizu-kritična nafta 4.................................................................................40

Tablica 6.15. Blizu-kritična nafta 5................................................................................41

Tablica 6.16. Good Oil Co-Gas Condensate..................................................................41

Tablica 6.17. Plinski kondenzat 2...................................................................................42



Tablica 6.20. Plinski kondenzat 20.................................................................................43

Tablica 6.21. Good Oil Co-Wet Gas..............................................................................44

Tablica 6.22. Good Oil Co-Dry Gas...............................................................................44

1

Popis slika

Slika 1-1. Klasifikacija ležišnih ugljikovodika – u obliku T-p dijagrama......................12

Slika 2-1. Prikaz faznog dijagrama u PVTi simulatoru..................................................16

Slika 3-1. Fazni dijagrami izvedenica Good Oil Co–Black Oil sastava.........................20

Slika 3-2. Fazni dijagrami izvedenica Good Oil Co–Near-Critical Oil sastava.............21

Slika 3-3. Fazni dijagrami izvedenica Good Oil Co-Volatile Oil sastava......................22

Slika 3-4. Fazni dijagrami izvedenica Good Oil Co-Gas-Condensate sastava...............23

Slika 3-5. Fazni dijagram Good Oil Co-Wet gas............................................................24

Slika 3-6. Fazni dijagram Good Oil Co-Dry Gas............................................................24

Slika 4-1. Maseni udjeli lakih (L), srednjih (S) i teških (T) ugljikovodika (i neugljikovodičnih primjesa)............................................................................................25

Slika 4-2. Odnos gustoće tekuće faze pri standardnim uvjetima i krikondenterma........26

Slika 4-3. Odnos gustoće tekuće faze pri standardnim uvjetima i krikondenbara..........26

Slika 4-4. Omjer tekuće i plinske faze pri standardnim uvjetima, te krikondenterma....27

Slika 4-5. Omjer tekuće i plinske faze pri standardnim uvjetima i krikondenbare.........27

Slika 4-6. Korelacija molarne mase plus frakcije i krikondenterma...............................28

Slika 4-7. Odnos molarne mase plus frakcije i krikondenbara.......................................29

2

Popis oznaka i simbola

K Watsonov faktor

L udio lakih komponenti

M molarna masa g/mol

p tlak Pa(bar)

pc tlak kritične točke Pa(bar)

pkrik tlak krikondenbare Pa(bar)

R2 koeficijent determinacije

Rs plinski faktor m3/m3

S udio srednjih komponenti

SCN broj ugljikovih atoma

T udio teških komponenti

Tc temperatura kritične točke °C

Tkrik temperatura krikondenterme °C

V volumen m3

Vk volumen kapljevine m3

Z faktor kompresibilnosti plina

γo relativna gustoća nafte

ρ gustoća kg/m3

3

1. UVOD

1.1. Klasifikacija ležišnih fluida

Klasifikacije ležišnih ugljikovodika se razlikuju od autora do autora. Ukoliko se fluid

sastoji većinom od manjih molekula, biti će u plinovitom stanju pri atmosferskim

temperaturama i tlakovima. Kod sastava koji ima veći udio većih molekula fluid će pri

atmosferskim uvjetima biti u tekućem stanju. Tipična nafta sadrži stotine različitih

kemijskih spojeva. Proizvodnjom nafte, tj. padom tlaka ispod tlaka zasićenja, dolazi do

dvofaznog protoka fluida. U dvofaznom protoku fluida dolazi do promjene sastava nafte

(povećanje gustoće) radi izdvajanja lakših komponenti. Radi lakše klasifikacije nafta je

podijeljena na frakcije prema vrijednostima točaka ključanja.

Tablica 1-1. Lista tipičnih frakcija koje se izdvajaju iz sirove nafte (McCain, 1990).

Frakcije Točka ključanja, C° Kemijski sastav Upotreba

Ugljikovodični plin C1-C2 Plinovito gorivo

Do 38 C3-C6 Ukapljeno gorivo,

otapalo

Benzin 38-177 C5-C10 Motorno gorivo,

otapalo

Kerozin 177-232 C11-C12 Mlazno gorivo,

sredstvo za kreking

Lako plinsko ulje 232-304 C13-C17 Diesel, loživo gorivo

Teško plinsko ulje 304-399 C18-C25 Ulje za podmazivanje

Lubrikanti i voskovi 399-510 C26-C38 Ulje za podmazivanje,

parafinski vosak

Ostatak(talog) 510+ C38+ Katran, koks, asfalt

4

1.2. Klasifikacija prema McCainu

Klasifikacija nafti prema kemijskom sastavu izvedena je po strukturama većih molekula

u smjesama (McCain, 1990) . Dijelimo ih na parafinske, naftenske, aromatske

ugljikovodike i asfalte.

1. Prafinski ili zasićeni ugljikovodici (CnH2n+2) su kemijski stabilni. Parafinski

ugljikovodici sadrže ravno-lančane ugljikovodike (npr. butan) i razgranate

ugljikovodike (isobutan). Sadrži većinom zasićene ugljikovodike.

2. Naftenski ili cikloparafinski ugljikovodici(CnH2n) sadrže komponente kružne ili

prstenaste strukture bez dvostrukih veza. Kemijski su stabilni.

3. Aromatski ugljikovodici ili areni (CnH2n-6) sadrže dvostruke veze i kemijski su

aktivni. Lako oksidiraju.

4. Asfalti i smole se sastoje većinom od ugljika i vodika sa jednim do tri atoma

sumpora, kisika, ili dušika po molekuli. Osnovna struktura je prstenasta.

Komercijalna vrijednost nafte lako se procijeni preko mjerenja sljedećih fizičkih

karakteristika: specifična gustoća, sadržaj benzina i krerozina, sadržaj sumpora, sadržaj

asfalta, granica tečenja i temperatura magljenja.

Prema McCainu, (1990) postoje 5 tipova ležišnih fluida. Nazivaju se obična sirova

nafta, hlapljiva nafta, retrogradni plin, mokri plin i suhi plin. O tipu fluida ovisi tip i

veličina opreme na površini, tehnike predviđanja rezervi nafti i plina, plan

iskorištavanja ležišta i odabir metode povećanja iscrpka nafte.

1) Obična sirova nafta sadrži širok opseg kemijskih komponenti, uključujući i

velike, teške nehlapive molekule. Obična sirova nafta na početku

proizvodnje ima plinski faktor (Rs) oko 350 m3/m3 (2000 scf/STB) ili manje.

S proizvodnjom Rs se povećava kako tlak u ležištu pada ispod točke

zasićenja. Nafta u spremniku imati će obično relativnu gustoću ispod 0.8

(ispod 45° API). Volumni faktor nafte biti će oko 2.0 m3/m3 ili manje.

Molarni udio C7+ najčešće iznosi više od 30%.

5

2) Hlapljiva nafta sadrži manje težih molekula i više srednje teških(C2-C6).

Fazni dijagram obuhvaća manji temperaturni opseg, dok je kritična

temperatura puno niža nego kod obične sirove nafte, tj blizu temperature

ležišta. Izohorne linije dvofaznog fluida u istom omjeru tekuće i plinske faze

nisu jednakog razmaka ali se pomiču prema granici zasićenja. Hlapljiva

nafta može rezultirati maseno kao 50% plina u ležištu s padom tlaka većim

od deset ili više bara ispod tlaka zasićenja. Razlika između obične sirove i

hlapljive nafte ovisi o trenutku kada će jednadžba materijalnog

uravnoteženja davati rezultate neprihvatljive točnosti. Razlika između

hlapljivih nafti i retrogradnih fluida je u kritičnoj temperaturi. Kritična

temperatura hlapljivih nafti mora biti veća od temperature ležišta. Plinski

faktor iznosi od 360 do 530 m3/m3 (2000 do 3000 scf/STB). Nafta u

spremniku biti će obično veće specifične težine od 40° API i povećavati će

se sa padom tlaka ispod tlaka zasićenja. Volumni faktor je veći od 2.0 m3/m3

(2,0 bbl/STB). Molarni udio C7+ je između 12.5-30 %.

3) Retrogradni plin ima fazni dijagram koji je manji po opsegu nego kod

nafte. Retrogradni plin ima manju kritičnu temperaturu i krikondentermu

veću nego što je temperatura ležišta. Nalazi se u obliku plina u ležištu. S

padom tlaka, tekućina kondenzira u ležištu. Tekućina koja kondenzira u

ležištu nije pridobiva. Donja granica plinskog faktora ležišta retrogradnog

plina je oko 590 m3/m3 (3300 scf/STB), dok gornja granica nije točno

definirana (zabilježena mjerenja od preko 26700 m3/m3 (150 000 scf/STB).

Relativna gustoća tekućine u ležištu biti će između 0.73 i 0.825 (40° i 60°

API) i povećava se padom tlaka ispod granice rosišta. Molarni udio C7+ je

manji od 12,5%.

4) Mokri plin postoji samo kao plin u ležištu tokom proizvodnje. Cijeli fazni

dijagram leži ispod temperature ležišta. Proizvodnjom mokrog plina dobiva

se i kapljevina (kondenzat) čija se relativna gustoća ne mijenja tokom

proizvodnje. Ležišta mokrog plina imaju plinski faktor veći od 8900 m3/m3

(50 000 scf/STB).

6

5) Suhi plin se sastoji većinom od metana. Pri uvjetima separatora ne dolazi do

izdvajanja kapljevine.

1.3. Klasifikacija prema Sečenu

Sečen (2002) definira petrolej kao opći izraz kojim su obuhvaćene sve prirodne pojave

smjesa u kojima prevladavaju ugljikovodici. Petrolej se može podijeliti na prirodni plin,

sirovu naftu i prirodni bitumen.

1.3.1 Sirova nafta

Viskoznost se koristi za podjelu nafte i bitumena, dok se gustoća koristi za razlikovanje

iznimno teških, teških i ostalih sirovih nafti. Otplinjena sirova nafta ima viskoznost

manju od 10 000 mPas, a prirodni bitumen veću, pri temperaturi ležišta i atmosferskom

tlaku (Sečen, 2002). Obično se sirova nafta klasificira u skladu s njenom gustoćom koja

se najčešće izražava u stupnjevima prema standardizaciji Američkog naftnog instituta

(American Petroleum Institute, °API).

Klasifikacijska granična vrijednost je određena prema gustoći vode kod 4°C, koja je

jednaka 1000 kg/m3 ili 10°API. Sirova nafta gustoće veće od 1000 kg/m3 klasificirana je

kao ekstra teška nafta.

Klasifikacija sirove nafte prema gustoći u rasponima (Sečen, 2002):

-za tešku naftu između 1000 i 920 kg/m3 ili između 10,0 i 22,3°API

-za srednje tešku naftu između 920 i 870 kg/m3 ili između 22,3 i 31,1°API

-za laganu naftu ispod 870 kg/m3 ili iznad 31,1°API

Ovisno o sadržaju sumpornih spojeva, sirova nafta može se klasificirati i kao kisela ili

slatka.

7

1.3.2. Prirodni plin

Prirodni plin se klasificira prema sadržaju neugljikovodičnih plinova, ugljikovodika

težih od metana, prema sadržaju sumpornih spojeva i ugljik dioksida, načinu

pojavljivanja i rentabilnosti (Sečen, 2002).

1.3.2.1. Klasifikacija prema sadržaju neugljikovodičnih plinova

Sirovi prirodni plin - prirodni plin kakav se proizvodi iz ležišta. Sadrži

određene količine težih ugljikovodika i neugljikovodične plinove. Obično nije

pogodan za direktno korištenje.

Tržišni prirodni plin - plin pogodan za prodaju i direktnu potrošnju. Mora

zadovoljavati određene minimalne specifičnosti (sadržaj težih ugljikovodika i

neugljikovodičnih plinova).

1.3.2.2. Klasifikacija prema sadržaju ugljikovodika težih od metana

Mokri (masni) plin - sadrži ugljikovodike teže od metana u količinama koje se

mogu komercijalno odvajati iz smjese, ili se moraju odvajati kako bi prirodni

plin bio pogodan kao gorivo ili kako bi se pripremio za transport plinovodom.

Suhi plin - prirodni plin koji sadrži premale količine težih ugljikovodika da bi

njihovo izdvajanje bilo komercijalno isplativo ili da bi se plin učinio pogodnim

za gorivo ili transport.

1.3.2.3. Klasifikacija prema sadržaju sumpornih spojeva i ugljik dioksida

Slatki prirodni plin – uopće ne sadrži sumporne spojeve ili su količine premale

da bi se morale odstranjivati.

8

Kiseli prirodni plin – sadrži sumpor, sumporne spojeve i/ili ugljik dioksid u

količinama koje se moraju odstranjivati.

1.3.2.4. Klasifikacija prema načinu pojavljivanja

Slobodni plin – pojavljuje se u prirodnim ležištima i nije u kontaktu sa sirovom

naftom

Vezani plin(naftni plin) – u kontaktu sa sirovom naftom ili otopljenj u ležištu u

sirovoj nafti.

-plin u plinskoj kapi – slobodni plin koji nedliježe slobodnu naftu i u

kontaktu je s naftom.

-plin otopljen u nafti – pri ležišnom tlaku i temperaturi

1.3.2.5. Klasifikacija prema rentabilnosti

Konvencionalni plin – plin koji se može pridobiti standardnim metodama

proizvodnje, bio vezan ili slobodan

Nekonvencionalni plin – može biti plin u slabo propusnim ležištima, u obliku

hidrata, otopljen u slojnoj vodi ili plin dobiven spaljivanjem ugljena u

rudnicima.

U naftnoj industriji se kapljevinama prirodnog plina označavaju dijelovi prirodnog plina

što se dobivaju kao kapljevine u separatorima na proizodnim postrojenjima ili na

postrojenjima za obradu plinova. Ukapljenim plinom su većinom obuhvaćeni etan,

propan, butan, pentan, prirodni benzin i kondenzat (Sečen, 2002).

1.3.3. Prirodni bitumen

Prirodni bitumen je dio petroleja koji se nalazi u polučvrstom ili čvrstom stanju i pri

ležišnonj temperaturi i atmosferskom tlaku viskoznost mu je veća od 10 000 mPas.

Prirodni bitumen može se naći i pod nazivima: nafta iz naftonosnih pijesaka, bitumeni,

nafta iz bituminoznih pješćenjaka i smola (Sečen, 2002).

9

1.4. Klasifikacija prema Ahmedu

Prema Ahmedu (2000) naftnim ležištima, sirova nafta se može podijeliti na običnu

sirovu naftu, sirovu naftu malog volumnog faktora (low-shrinkage cude oil), hlapljivu

sirovu naftu i sirovu naftu blizu kritične točke(near-critical crude oil).

1) Obična sirova nafta – uobičajeni plinski faktor za kreće se 35-125m3/m3 (200-

700 scf/STB), a relativna gustoća od 0.825-0.97 (15-40°API). U spremniku je

obično smeđe do tamno zelene boje.

2) Sirova nafta malog volumnog faktora – volumni faktor manji od 1.2 m3/m3,

plinski faktor manji od 35 m3/m3 (200 scf/STB), a relativna gustoća manja od

0.85 (35°API). U spremniku je crna ili tamne boje.

3) Hlapljiva sirova nafta – volumni faktor manji od 2 m3/m3, plinski faktor

između 360-570 m3/m3 (2000-3200 scf/STB), a relativna gustoća između 0.75 i

0.8 (45-55°API). Zelene je do narančaste boje, ovisno o neugljikovodičnim

komponenatma u sastavu. Karakteristika ležišta koja sadrže hlapljive nafte je da

se relativna gustoća povećava sa vremenom proizvodnje.

4) Sirova nafta blizu kritične točke – temperatura ležišta je blizu kritične

temperature smjese ugljikovodika. Moguć pad volumena za 45% i više pri padu

tlaka od oko 1 do 3 bar (10-50 psi) ispod tlaka zasićenja. Karakterizira ih plinski

faktor veći od 530 m3/m3 (3000 scf/STB), volumni faktor veći od 2.0 m3/m3i

molarni udio C7+ komponenti od 12.5-20 %.

10

Ako je ležišna temperatura veća od kritične temperature smjese ugljikovodika, ležište se

može klasificirati kao ležište prirodnog plina. Plinska ležišta sadrže fluide koje dijelimo

na retrogradni plin-kondenzat, plin-kondenzat blizu kritične točke, mokri plin i suhi plin

(Ahmed, 2000).

1) Retrogradni plin-kondenzat – ukoliko je ležišna temperatura veća od kritične

točke smjese ugljikovodika, a manja od kikondenterme ležište se može

klasificirati kao retrogradno plinsko-kondenzatno. Karakteriziraju ih plinski

faktor 1420-12470 m3/m3 (8000-70 000 scf/STB) i relativna gustoća veća od

0.78 (50°API).

2) Plin-kondenzat blizu kritične točke – odnos temperature ležišta i faznog

dijagrama je sličan kao i kod retrogradnog plina-kondenzata. Ono što

karakterizira ovaj fluid je brzo stvaranje kapljevine spuštanjem tlaka ispod linije

rosišta.

3) Mokri plin – temperatura u ležištu je veća od krikondenterme smjese

ugljikovodika. Proizvodnjom, tj. padom tlaka i temperature kondenzira se

kapljevina. Karakterizira ga plinski faktor 10700-17800 m3/m3 (60000 – 100000

scf/STB) i relativna gustoća veća od 0.74 (60°API).

4) Suhi plin – kao i kod mokrog plina, temperatura ležišta je veća od

krikondenterme smjese. Plin se kvalificira kao suhi obično kada mu je plinski

faktor veći od 17810 m3/m3 (100 000 scf/STB).

11

1.5. Klasifikacija ležišnih fluida prema PVT svojstvima U literaturi se često može pronaći klasifikacija ležišnih fluida prema odnosu ležišnih i

separatorskih uvjeta, te obliku faznog p-T dijagrama. Ovakva podjela da je dvoznačno

tumačenje jer svojstva fluida (gustoća, sastav) ne moraju biti poveziva s ležišnim

uvjetima (temperatura, tlak). Klasifikacija pomoću jednog dijagrama, sa strogo

određenim vrijednostima temperature i tlaka (kao iz Whitson, 2000, slika 1-1) vodi ka

pitanju: u kojim granicama temperature i tlaka se nalazi određena skupina ugljikovodika

(ležišta s otopljenim plinom – nafta, hlapiva nafta, kondenzatni, tj. retrogradni fluidi te

jednofazni fluid - suhi i mokri plin).

Slika 1-1. Klasifikacija ležišnih ugljikovodika – u obliku T-p dijagrama (digitalizirano

iz Whitson, 2000).

Za računsko određivanje PVT svojstava – faznih dijagrama, potrebno je koristiti PVT

simulator i u ovom radu korišten je dostupan PVTi od tvrtke Schlumberger Co

12

(Schlumberger Information Solutions, PVTi V2010.1). PVT simulatori

uglavnom koriste iste algoritme za računanje poznatih jednadžbi stanja (najčešće su to

kubične jednadžbe stanja primjenjive upravo na ležišne fluide u području ležišnih

temperatura i tlakova) te kasnije numeričko rješavanje/podešavanje parametara

jednadžbi stanja prema dostupnim eksperimentalno određenim pVT podacima. Moguće

jednadžbe stanja u PVTi simulatoru su Peng-Robinson (Peng, Robinson,, 1976), Soave-

Redlich-Kwong (Fuller, 1976), Redlich-Kwong (Redlich, Kwong, 1949), Zudkevitch-

Joffe (Zudkevitch, Joffe, 1970), Schmidt-Wenzel (Schmidt, Wenzel, 1980). PVTi

simulator koristi jednu od sljedećih korelacija za viskoznost: Lohrenz-Bray-Clark

(Lohrenz, 1964), Pedersen (Pedersen i dr, 1983), Lohrenz-Bray-Clark modificirana

korelacija (Lansangan, Taylor, 1993). U završnome radu korištena je Peng-

Robinsonova jednadžba stanja i Lohrenz-Bray-Clark korelacija za viskoznost.

13

2. METODE ANALIZE

Kako bi se pokušalo ujediniti klasifikacije ležišnih fluida prema sastavu i PVT

svojstvima, odabrano je 6 oglednih uzoraka tipičnih fluida koji su u literaturi (Whitson ,

2000, Amyx 1988) definiranih kao teška nafta (eng. black oil), hlapiva nafta (eng.

volatile oil), nafta blizu kritične točke (eng. near critical oil), plinski kondenzat (eng.

gas condensate), mokri plin (eng. wet gas) i suhi plin (eng. dry gas).

Svrha rada bilo je ispitati slijedeće hipoteze:

1. pojedine klase ležišnih ugljikovodika mogu se odijeliti kada su težinski sastavi

prikazani trokutnim dijagramom,

2. moguće je funkcionalno povezati gustoće fluida i oblik, tj. položaj i veličine

faznog dijagrama.

Time bi se ležišni ugljikovodici mogli zorno prikazati trokutnim dijagramom i svrstati u

pojedinu klasu nakon što je poznat sastav. S druge strane, klasifikaciju ležišnih

ugljikovodika određuje ne samo ležište, tj. ležišni p-T uvjeti, nego međusobni odnos

faznog dijagrama, ležišne izoterme te konačno promatranih uvjeta separacije.

Za potrebu ovakve analize, iz 6 oglednih uzoraka (primjeri analiza pod kodnim imenom

Good Oil Co. iz CoreLab, 1982.), mijenjani su parametri koji definiraju fluid, računati

su fazni dijagrami, gustoće tekuće i plinske faze pri standardnim uvjetima (eng.

standard conditions, s.c. - standard naftne industrije 60°F pri atmosferskom tlaku,

kompanije koje ne koriste angloameričke jedinice podrazumijevaju pod standardnim p-

T uvjetima 15.6°C i 1 bar) i plinski faktor, Rs ,također pri standardnim uvjetima. Kako

se svojstva ugljikovodičnih fluida bitno mijenjaju promjenom sastava, planirana su

slijedeća razmatranja u varijacijama svojstava sastava fluida:

1. Za fluide s većim udjelima težih (T) ugljikovodika, pošto je sastav određen od

C1 do C7+ nema smisla mijenjati sastav. Njihova svojstva se bitno mijenjaju

prvenstveno udjelom ugljikovodika s brojem ugljika (eng. single carbon

number, SCN) većim od 7, a manje udjelom metana i neugljikovodičnih

komponenti. Kako je u mjerenjima sastava najčešće poznat sastav do SCN=7 ili

14

SCN=10, a na svojstva utječu ugljikovodici s puno većim SCN brojem, za takve

fluide najlogičnije je analizirati odnos iznosa molarne mase tj. gustoće plus

frakcije (gustoća tekuće faze, pošto su pri s.c. heptani i plus frakcije skoro 100%

u tekućoj fazi).

2. Fluidi blizu kritične točke, te jako hlapive nafte i jako kondenzatni sustavi su

najsloženiji sustavi na koje utječe i udio lakih (L), srednjih (S) i teških (T)

komponenata, a na početku analize pretpostavljeno je kako će na svojstva faznih

dijagrama te ostalih računatih rezultata utjecati više parametara, a ne samo

molni, tj. maseni udjeli (koje se pri istim molarnim udjelima može mijenjati

molarnom masom plus frakcije). Općenito, kod fluida koji imaju nagle i/ili

retrogradne promjene odnosa faza u dvofaznom području volumni pomak (eng.

volume shift) je izraženiji te za definiciju takvog faznog ponašanja nisu dovoljne

mase, nego je potrebno podešavanje izračunate kritične točke + frakcije (koja se

inače može računati korelacijama) binarnih interakcijskih parametara

neugljikovodičnih komponenata s ugljikovodičnim, te bi bila poželjna precizna

definicija temperature vrelišta + frakcije.

3. Kako u Republici Hrvatskoj ima niz plinsko-kondenzatnih ležišta s jako velikim

udjelom CO2 (čak preko 40%), kod fluida koji sastavom otprilike spadaju u

skupine plinskih kondenzata i mokrih plinova su mijenjani i udjeli CO2.

4. Kod suhog plina, separacijskim rezultatom (nema signifikantnog udjela

kapljevine) je sve definirano i nije bilo potrebno posebno razmatrati različite

udjele metana, tj. lakih komponenata.

Kao što je već i spomenuto, za određivanje faznih dijagrama koristi se PVT

simulator (u ovom slučaju PVTi koji je dio simulacijskog paketa ECLIPSE, tvrtke

Schlumberger). Unosom sastava fluida (molarnog udjela komponenti, molarne mase

i relativne gustoće C7+ komponente) simulatorom se, kao rezultat proračuna nekom

od odabranih jednadžbi stanja te upotrebom niza odabranih korelacija, generira

tablicu rezultata, crta fazni dijagram (primjer ekranskog prikaza je dan na slici 2-1) i

daje izvještaj o fluidu prilikom simulacije flash testa kako bi se ustanovila svojstva

(molarna masa, relativna gustoća, količine tekuće i plinske faze) pri standardnim

uvjetima.

15

Slika 2-1. Prikaz faznog dijagrama u PVTi simulatoru.

Usporedbe različitih jednadžbi stanja (JS) i korelacija parametara jednadžbe stanja bi

premašile okvire završnog rada. Također, podešavanja parametara jednadžbe stanja nisu

moguća bez detaljnih laboratorijskih PVT izvještaja. To znači da rezultati simulacije

isključivo na temelju sastava mogu jako varirati (na kraju krajeva, to je i razlog zašto se

obično provodi regresija parametara JS prema laboratorijskim podacima).

Proračun je zato proširen i modificiran, korištenjem Peng i Robinsonove JS (1976) uz

Pénelouxov (1982) volumni pomak (eng. volume translation ili volume shift) kako bi se

smanjila pogreška u proračunu volumena u područjima gdje se pojavljuje tekuća faza

(dvofazno područje, tj. bilo je bitno za što točniji proračun gustoće tekuće faze pri

standardnim uvjetima).

16

3. REZULTATI

PVTi simulatorom analizirana su 22 fluida. Za svaki sastav i svojstva (podaci

publicirani u Whitson, 2000 kao Good Oil Co. pVT izvještaji 6 različitih fluida)

napravljeno je nekoliko razmatranja uz stanovite promjene u sastavu i molarnoj masi

C7+. Dobivene su gustoće tekuće i plinske faze, plinski faktor i fazni dijagrami (slike 3-

1 do 3-5). Detaljne informacije razmatranim sastavima i o analizi date su u dodatku 6.2.

Tablica 3-1. Prikaz svojstava odabranih fluidai naziv M C7+ R s r tek. r plin T krik p krik T c p c

g/mol m3/m3 kg/m3 kg/m3 °C bar °C bar1 Good Oil Co - nafta 274 53,4 916,4 0,8281 647,5 185,9 533,1 129,13 nafta 3 300 52,5 936,2 0,8258 654,4 193,5 567,6 128,35 nafta 5 274 53,3 916,7 1,0860 648,2 175,4 535,8 125,84 nafta 4 274 56,1 916,5 0,9688 647,4 180,6 533,0 128,82 nafta 2 250 60,3 896,6 0,8308 616,8 177,7 499,4 128,38 hlapiva nafta 3 240 289,5 871,0 0,9442 571,9 397,0 330,8 363,414 blizu-kritična nafta 4 260 679,1 867,1 1,0458 568,6 600,5 151,0 591,415 blizu-kritična nafta 5 260 678,4 867,0 1,0791 567,2 568,1 149,0 554,413 blizu-kritična nafta 3 250 702,8 862,2 0,9810 557,2 599,8 134,5 588,47 hlapiva nafta 2 230 295,3 851,7 0,9457 555,2 380,2 315,4 352,76 Good Oil Co - hlapiva nafta 228 297,2 849,8 0,9459 551,5 377,4 312,2 351,212 blizu-kritična nafta 2 230 745,7 842,3 0,9765 526,6 533,4 102,7 504,711 Good Oil Co - blizu-kritična nafta 219 773,4 831,5 0,9454 506,0 494,6 84,1 453,29 hlapiva nafta 4 225 291,8 823,2 0,9468 545,1 365,8 307,8 341,720 plinski kondenzat 5 184 1166,4 813,6 1,2094 423,0 433,6 -5,8 222,818 plinski kondenzat 3 184 1163,0 813,0 1,1714 421,5 426,4 4,1 271,517 plinski kondenzat 2 184 1164,0 812,8 0,9791 421,7 438,3 -4,9 277,719 plinski kondenzat 4 184 1164,0 812,8 1,0432 421,2 405,2 13,6 245,916 Good Oil Co - plinski kondenzat 184 1165,0 812,7 0,9482 421,8 451,5 -18,7 274,621 Good Oil Co - mokri plin 130 35083,0 809,9 0,9378 180,3 258,210 hlapiva nafta 5 222 285,6 794,7 0,9478 537,8 354,1 303,1 332,222 Good Oil Co - suhi plin 0,7570 -8,4 88,7

17

i naziv L S T L S Tmol. udio mol. udio mol. udio mas. udio mas. udio mas. udio

1 Good Oil Co - nafta 0,3496 0,0864 0,5640 0,0344 0,0259 0,93973 nafta 3 0,3496 0,0864 0,5640 0,0315 0,0238 0,94465 nafta 5 0,2598 0,1762 0,5640 0,0252 0,0500 0,92484 nafta 4 0,2998 0,1362 0,5640 0,0292 0,0389 0,93182 nafta 2 0,3496 0,0864 0,5640 0,0374 0,0283 0,93438 hlapiva nafta 3 0,5898 0,1926 0,2176 0,1339 0,1288 0,737214 blizu-kritična nafta 4 0,6500 0,2496 0,1004 0,2145 0,2521 0,533415 blizu-kritična nafta 5 0,6000 0,2996 0,1004 0,1953 0,2789 0,525913 blizu-kritična nafta 3 0,7000 0,1996 0,1004 0,2428 0,2179 0,53947 hlapiva nafta 2 0,5898 0,1926 0,2176 0,1382 0,1329 0,72896 Good Oil Co - hlapiva nafta 0,5898 0,1926 0,2176 0,1391 0,1338 0,727212 blizu-kritična nafta 2 0,7000 0,1996 0,1004 0,2545 0,2253 0,520211 Good Oil Co - blizu-kritična nafta 0,7000 0,1996 0,1004 0,2653 0,2185 0,51639 hlapiva nafta 4 0,5898 0,1926 0,2176 0,1404 0,1351 0,724520 plinski kondenzat 5 0,5350 0,3829 0,0821 0,2079 0,4278 0,364318 plinski kondenzat 3 0,6350 0,2829 0,0821 0,2703 0,3305 0,399317 plinski kondenzat 2 0,6850 0,2329 0,0821 0,3026 0,2827 0,414619 plinski kondenzat 4 0,5350 0,3829 0,0821 0,2122 0,4160 0,371816 Good Oil Co - plinski kondenzat 0,7350 0,1829 0,0821 0,3376 0,2312 0,431221 Good Oil Co - mokri plin 0,9271 0,0647 0,0082 0,8027 0,1399 0,057410 hlapiva nafta 5 0,5898 0,1926 0,2176 0,1418 0,1364 0,721922 Good Oil Co - suhi plin 0,8819 0,1189 0,0000 0,7515 0,2485 0,0000

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

0 100 200 300 400 500 600 700

P(ba

r)

T(°C)

Good oil Co-naftaGranica dvofaznog područja

75%, 25% Vk

50% Vk

Tc, pc

18

Slika 3-1. Izračunati fazni dijagrami sintetičkih sastava izrađenih na temelju Good Oil

Co–Black Oil sastava (objavljenog u Whitson, 2000)

0 100 200 300 400 500 6000

100

200

300

400

500

600Good Oil Co-Near Critical Oil

Granica dvofaznog područja75%, 25% Vk50% VkTc, pc

T(°C)

P(ba

r)

19


Co– Near-Critical Oil sastava (objavljenog u Whitson, 2000)

0 100 200 300 400 500 6000

50

100

150

200

250

300

350

400Good Oil Co.-Volatile oil Granica dvofaznog područja

75%, 25% Vk50% VkTc, pc

T(°C)

P(ba

r)

20


Co– Volatile Oil sastava (objavljenog u Whitson, 2000)

21

-50 0 50 100 150 200 250 300 350 400 4500

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

Good Oil Co-Gas Condensate Granica dvofaznog područja75%, 25% Vk50% VkTc, pc

T(°C)

P(ba

r)


Co– Gas-Condensate sastava (objavljenog u Whitson, 2000)

22

-150 -100 -50 0 50 100 150 2000

50

100

150

200

250

300Good Oil Co-Wet Gas

Granica dvofaznog područja50% Vk

T(°C)

P(ba

r)

Slika 3-5. Izračunati fazni dijagram na temelju Good Oil Co– Wet Gas sastava

(objavljenog u Whitson, 2000)

-80 -70 -60 -50 -40 -30 -20 -10 0 10 200

102030405060708090

100

Good Oil Co-Dry GasGranica dvofaznog područja75%, 25% Vk50%VkTc, pc

T(°C)

P(ba

r)

Slika 3-5. Izračunati fazni dijagram na temelju Good Oil Co– Wet Gas sastava

(objavljenog u Whitson, 2000)

23

4. DISKUSIJA REZULTATA

Nakon što su izračunati plinski faktori, gustoće tekuće (i plinske) faze pri standardnim

uvjetima, fazni dijagrami i molarni te maseni udio lakih (L), srednjih (S) i teških (T)

ugljikovodika (i neugljikovodičnih primjesa) za ukupno 22 slučaja sastava, rezultati su

razmatrani i prikazani u više dijagrama, kako bi se što jasnije pojedini sastavi mogli

svrstati u određenu kategoriju fluida.

Za klasifikaciju nafti prema molnom udjelu lakih (L), srednjih (S) i teških (T)

ugljikovodika često se koristi trokutni dijagram (na pr. Goričnik, 2006). Iako nije

uobičajeno, u radu se za kvalitativnu provjeru koristio trokutni dijagram prema

masenim udjelima (a ne molarnim), zbog male razlike molarnim u sastavima (slika 4.1):

T1

0.9

0.8

0.7

0.6

0.5

0.4

0.3

0.2

0.1

0

S1

0.9

0.8

0.7

0.6

0.5

0.4

0.3

0.2

0.1

0

L 1 0.9 0.8 0.7 0.6 0.5 0.4 0.3 0.2 0.1 0

Slika 4-1. Maseni udjeli lakih (L), srednjih (S) i teških (T) ugljikovodika (i

neugljikovodičnih primjesa).

24

Na dijagramu se vidi kako se svaku klasu fluida može jasno grupirati prema masenom

udjelu teških komponenata.

Kada se sortira prema gustoći sve razmatrane slučajeve, može se uočiti kako nafta i

kondenzat (iako je u trokutnom dijagramu na slici 4-1. najveća raspršenost sastava

kondenzata) nedvosmisleno spadaju u jednu klasu.

Slikama 4-2. i 4-3. pokazane su gustoće tekuće faze i najveća temperatura te tlak u

dvofaznom području:

780 800 820 840 860 880 900 920 9400

100

200

300

400

500

600

700f(x) = 2.05420167474833 x − 1229.31758798277R² = 0.611347908399321

gustoća tekuće faze, kg/m3

krik

onde

nter

m, °

C

Slika 4-2. Odnos gustoće tekuće faze pri standardnim uvjetima i krikondenterma.

780 800 820 840 860 880 900 920 9400

100

200

300

400

500

600

700

f(x) = − 1.68303182867772 x + 1816.82187603327R² = 0.262148231742392

gustoća tekuće faze, kg/m3

krik

onde

nbar

, bar

Slika 4-3. Odnos gustoće tekuće faze pri standardnim uvjetima i krikondenbara.

25

Dok je kod korelacije za krikondenterm očito da jedna točka utječe na točnost korelacije

(stoga je koeficijent determinacije samo R2=0.6113), korelacija gustoće tekuće faze i

krikondenbara ne može se odrediti, tj. koeficijent determinicaje je nezadovoljavajuć.

Ispitivane su funkcije potencije, linearna funkcija, logaritamska i eksponencijalna

funkcija.

Slikama 4-4. i 4-5. pokazani su omjeri tekuće i plinske faze (Rs) i krikondenterm,

odnosno krikondenbar:

10 100 1000 10000 1000000

100

200

300

400

500

600

700

f(x) = − 68.4641606491569 ln(x) + 937.580251527687R² = 0.884858839339518

omjer tekuće i plinske faze pri standardnim uvjetima, m3/m3

krik

onde

nter

m, °

C

Slika 4-4. Omjer tekuće i plinske faze pri standardnim uvjetima, te krikondenterma.

10 100 1000 10000 1000000

100

200

300

400

500

600

700f(x) = 137.054770073822 x^0.156131585073486R² = 0.323353053490479

omjer tekuće i plinske faze pri standardnim uvjetima, m3/m3

krik

onde

nbar

, bar

Slika 4-5. Omjer tekuće i plinske faze pri standardnim uvjetima i krikondenbare.

26

I u ovom slučaju ne postoji korelacija omjera tekuće i plinske faze pri standardnim

uvjetima krikondenbara. Ispitivane su funkcije potencije, linearna funkcija,

logaritamska i eksponencijalna funkcija te polinom drugog i trećeg stupnja. Polinom

trećeg stupnja davao je jako dobro slaganje (R2>0.95) međutim, nije za ovu namjenu

mogao imati fizikalno objašnjenje jer je u rasponu između mokrog plina (najveći omjer

tekućine i plina, suhi plin je izostavljen iz razmatranja jer ne ulazi u dvofazno područje)

i ostalih vrsta fluida polinom trećeg stupnja davao uglavnom negativne vrijednosti

krikondenbara. S druge strane, korelacija za krikondentermu je zadovoljavajuća, uz

koeficijent određenosti R2=0.8849. Ispitivane su funkcije potencije, linearna funkcija,

eksponencijalna funkcija, polinom drugog i trećeg reda te logaritamska funkcija.

Konačno, iako nije postavljeno kao hipoteza, ispitani su različiti tipovi funkcija

kako bi se odredila korelacija molarne mase plus frakcije i krikondenterma te

krikondenbara (slike 4-6. i 4-7.):

100 150 200 250 300 3500

100

200

300

400

500

600

700f(x) = 559.818276049826 ln(x) − 2506.13793340442R² = 0.961293163204457

molarna masa plus frakcije, g/mol

krik

onde

nter

m, °

C

Slika 4-6. Korelacija molarne mase plus frakcije i krikondenterma.

100 150 200 250 300 3500

100

200

300

400

500

600

700

f(x) = − 120.79858031557 ln(x) + 1034.53297741968R² = 0.0285920549958513

molarna masa plus frakcije, g/mol

krik

onde

nbar

, bar

27

Slika 4-7. Odnos molarne mase plus frakcije i krikondenbara.

I u ovom slučaju nije bilo moguće pronaći korelaciju za krikondenbar, ali za

krikondenterm je pronađena dobra korelacija, uz R2=0.9613.

28

5. ZAKLJUČAK

Klasifikacije ležišnih ugljikovodika nisu jedinstvene. U slučaju kad se navode njihova

pVT svojstva, postoje različiti rubni uvjeti, a u samim publiciranim klasifikacijama se

uz PVT definicije fluida vežu ležišni uvjeti čime se definicije zapravo sukobljavaju. Na

pr. izraz retrogradni kondenzat ili plinski kondenzat vezan je uz pojavu retrogradnog

otparavanja. S druge strane, postoje slične klasifikacije koje podrazumijevaju neke

omjere tekućine i plina pri standardnim uvjetima i time neusklađeno definiraju fluide.

Analizom svih svojstava dolazi se do slijedećeg zaključka: da bi se klasificiralo ležišni

ugljikovodični fluid, ne smije se ravnati prema samo jednom tipu i uzoru klasifikacije.

Ispitane su dvije hipoteze od kojih je jedna potvrđena, a druga nije sigurno potvrđena

(korelacija u ovom slučaju postoji, ali je ograničena metodom razmatranja):

1. Pojedini tipovi ležišnih ugljikovodika mogu se odijeliti kada su maseni sastavi

prikazani trokutnim dijagramom. Pri tome je najjasnija razdjelnica prema

masenom udjelu teških ugljikovodika, tj plus frakcija. Srednje teški spojevi u

sastavu ne pomažu za jasnu podjelu fluida, a povećanje neugljikovodičnih

komponenata ne utječe bitno na položaj u trokutnom dijagramu, što potvrđuje da

je svrstavanje dušika s metanom u lake te ugljičnog dioksida, sumporovodika i

C2 do C6 opravdano. Ovo može biti korisno za fluide iz hrvatskih ležišta, pošto

su fluidi u sjevernoj Hrvatskoj često bogati ugljičnim dioksidom, a aparaturom

za mjerenje sastava ležišnih ugljikovodika ne može se savršeno odrediti takav

sastav, tj. udio CO2 u fluidu.

2. Korelacija položaja i veličine faznog dijagrama te gustoće tekuće faze, što je

razmatrano PVT proračunom faznih dijagrama za 22 zadana sastava (od kojih su

6 publicirani izmjereni sastavi) i simuliranjem flash otparavanja pri standardnim

uvjetima postoji, ali samo za krikondenterm. Za potvrditi hipotezu, potreban je

puno veći broj stvarno izmjerenih uzoraka kako bi se regresijom parametara

jednadžbe stanja prema mjerenim podacima dobili precizni fazni dijagrami.

Kako je za precizno regresijom podešavanje parametara jednadžbe stanja

potrebno i nekoliko mjeseci za svaki sastav, obim tog zadatka zahtijevao bi čak

godine rada.

29

Osim zaključaka vezanih uz postavljene hipoteze, pokazano je da molarna masa i

krikondenterm daju najbolju i potpuno prihvatljivu korelaciju od svih razmatranih

parametara.

Da li vrijednosti maskimalnih tlakova u dvofaznom području (krikondenbara) mogu biti

korelirane s nekim od svojstava fluida pri atmosferskim uvjetima, nije se uspjelo

utvrditi, tj. potrebno je pokazati na bar nekoliko primjera dobro podešenih parametara

jednadžbe stanja da ne postoji nikakva korelacija.

30

6. LITERATURA

1. „Reservoir fluid Analysis - Reservoir Fliuid Study, Good Oil Company“, Core

Laboratories inc. (CoreLab), Dallas, Texas, 1982.

2. AHMED, H. TARED, 2000. Reservoir engineering handbook. Second edition.

Huston, Texas: Gulf Professional Publishing

3. AMYX, J. W., BASS, JR., D. M., i WHITING, R. L., 1988. Petroleum

Reservoir Engineering, McGraw-Hill, New York: McGraw-Hill Book Company

4. FULLER, G.G. 1976. A Modified Redlich-Kwong-Soave Equation of State

Capable of Representing the Liquid State, Ind. & Eng. Che, (1976) 15, str. 254.

5. GORIČNIK, B., 2006. Termodinamika ugljikovodika, skripta, RGN Fakultet

6. LANSANGAN R.M., TAYLOR M. 1993. An Improved Viscosity Correlation

for CO2/Reservoir Oil Systems

7. LOHRENZ, J., BRAY, B.G., i CLARK, C.R. 1964. Calculating Viscosities of

Reservoir Fluids From Their Compositions, JPT (1964), str. 231.

8. MCCAIN, D. WILLIAM Jr., 1990. The properties of petroleum fluids, Tulsa,

Oklahoma: PennWell Publishing Company

9. PEDERSEN, K.S., THOMASSEN, P., FREDENSLUND, A. 1983. SRK-EOS

Calculation for Crude Oils, Fluid Phase Equilibria (1983) 14, str. 209.

10. PÉNELOUX, A., RAUZY, E. i FRÉZE, R., 1982. A consistent volume

correction for Redlich–Kwong–Soave volumes, Fluid Phase Equilib. 8, str. 7–23

11. PENG, D.Y. , ROBINSON, D.B. 1976. A New-Constant Equation of State, Ind.

& Eng. Chem, 15, str.59–64

12. PVTi, V2010.1 Simulation Software, 2010, Schlumberger Information Solutions, Houston, Texas.

13. REDLICH, O., KWONG, J.N.S. 1949. On the Thermodynamics of Solutions.V.

An Equation of State. Fugacities of Gaseous Solutions, Chem. Rev. (1949) 44,

str. 233.

14. SCHLUMBERGER, 2010. PVTi Reference Manual. Schlumberger Information

Solution, Houston, Texas.

15. SCHMIDT, G., WENZEL, H. 1980. A Modified van der Waals Type Equation

of State, Chem. Eng. Sci (1980) 35, str. 1503.

31

16. SEČEN, J., 2002. Razrada ležišta ugljikovodika, Zagreb: INA Industrija nafte

d.d., Naftaplin

17. SOAVE, G., 1995. A non-cubic equation-of-state for the treatment of

hydrocarbon fluids at reservoir conditions, Ind. Eng. Chem. Res. 34, str. 3981–

3994.

18. WHITSON, H. CURTIS, BRULÉ, R. MICHAEL 2000. Phase behavior. First

printing. Richardson, Texas: Society of Petroleum Engineers

19. ZUDKEVITCH, D., JOFFE, J. 1970. Correlation and Prediction of Vapor-

Liquid Equilibrium with the Redlich-Kwong Equation of State, (1970) 16, str.

112.

32

6. DODACI

6.1. Primjer izvještaja flash proračuna pomoću PVTi simulatora (15,6°C i 1 bar)

Expt FLASH1 : Flash proračun

Peng-Robinson (3-Parm) on ZI with PR corr.

Lohrenz-Bray-Clark korelacija za viskoznost

Dvofazno stanje

Relativna gustoća °C 15,6

tlak BAR 1

Molarni udio u plinovitom stanju 96.0069

Plinski faktor m3/m3 4067.6919

Liquid Vapour

Svojstva fluida ------------ ------------

Molarna masa 93.8367 49.4564

Z-faktor 0.0058 0.9796

Viskoznost 0.2455 0.0082

Gustoća kg/ m3 670.1429 2.1030

Molarni Vol m/kg-ml 0.1400 23.5174

------------------- ------------ ------------ ------------ ------------

Molarna podjela Total, Z Tekuće,X Plinovito,Y K-vrijednosti

CO2 1 0.0200 0.0004 0.0208 57.2075

N2 2 0.3400 0.0006 0.3541 563.1056

C1 3 34.6200 0.2190 36.0508 164.6466

C2 4 4.1100 0.1666 4.2740 25.6469

C3 5 1.0100 0.1540 1.0456 6.7907

IC4 6 0.2100 0.0854 0.2152 2.5209

NC4 7 1.6100 0.9377 1.6380 1.7467

IC5 8 56.4000 83.3981 55.2771 0.6628

NC5 9 0.7600 1.4868 0.7298 0.4908

C6 10 0.4900 2.7829 0.3946 0.1418

C7+ 11 0.4300 10.7685 1.28*10-6 1.19*10-7

33

34

6.2 Analizirani sastavi te izračunate vrijednosti iz sastava

Tablica 6.1. Good Oil Co-nafta

Komponenta mol% H2S H2S 0 C7+

CO2 CO2 0.02 gustoća (g/cm3) Molarna masa (g/mol)

N2 N2 0.34 0.92 274 Metan C1 34.62

Etan C2 4.11gustoća tekuće

faze: 0.9164 g/cm3

Propan C3 1.01gustoća plinske

faze: 0.0008 g/cm3 i-butan iC4 0.76 n-butan nC4 0.49 Rs = 53.43 m3/m3 i-pentan iC5 0.43 n-pentan nC5 0.21 Tkrik= 647.5 K Heksan C6 1.61 pkrik= 185.9 bar Heptan plus C7+ 56.4

100.00

Tablica 6.2. Nafta 2


CO2 CO2 0.02 gustoća (g/cm3) Molarna masa(g/mol)

N2 N2 0.34 0.9 250 Metan C1 34.62


faze: 0.8966 g/cm3


faze: 0.0008 g/cm3 i-butan iC4 0.76 n-butan nC4 0.49 Rs = 60.3 m3/m3 i-pentan iC5 0.43 n-pentan nC5 0.21 Tkrik= 616.8 K Heksan C6 1.61 pkrik= 177.7 bar Heptan plus C7+ 56.4

100.00

35




N2 N2 0.34 0.94 300 Metan C1 34.62


faze: 0.9362 g/cm3


faze: 0.0008 g/cm3 i-butan iC4 0.76 n-butan nC4 0.49 Rs = 52.5 m3/m3 i-pentan iC5 0.43 n-pentan nC5 0.21 Tkrik= 675.4 °C Heksan C6 1.61 pkrik= 193.5 bar Heptan plus C7+ 56.4

100.00



CO2 CO2 5 gustoća (g/cm3) Molarna masa(g/mol)

N2 N2 0.34 0.92 274 Metan C1 29.64


faze: 0.9165 g/cm3



100.00

36



CO2 CO2 10 gustoća (g/cm3) Molarna masa(g/mol)

N2 N2 0.34 0.92 274 Metan C1 25.64


faze: 0.9167 g/cm3



100.00

Tablica 6.6. Good Oil Co-Volatile Oil


CO2 CO2 0.93 gustoća (g/cm3) °API* Molarna masa(g/mol)

N2 N2 0.21 0.858 38 228 Metan C1 58.77


faze: 0.8498 g/cm3



100.00

37

Tablica 6.7. Hlapljiva nafta 2

Komponenta i mol% H2S H2S 0 C7+


N2 N2 0.21 0.86 230 Metan C1 58.77


faze: 0.8517 g/cm3



S 100.00




N2 N2 0.21 0.88 240 Metan C1 58.77


faze: 0.8710 g/cm3


faze: 0.0009 g/cm3 i-butan iC4 0.91

n-butan nC4 2.09 Rs =289.480

7 m3/m3 i-pentan iC5 0.77 n-pentan nC5 1.15 Tkrik= 571.9 °C Heksan C6 1.75 pkrik= 397.0 bar Heptan plus C7+ 21.76

S 100.00

38

39

Tablica 6.9 Hlapljiva nafta 4



N2 N2 0.21 0.83 225 Metan C1 58.77


faze: 0.8232 g/cm3



S 100.00




N2 N2 0.21 0.8 222 Metan C1 58.77


faze: 0.7947 g/cm3



n-butan nC4 2.09 Rs =285.556


S 100.00

40

41

Tablica 6.11. Good Oil Co-Near-Critical Oil



N2 N2 0.56 0.839 219 Metan C1 69.44


faze:0.831

5 g/cm3


faze:0.000

9 g/cm3 i-butan iC4 0.89 n-butan nC4 2.14 Rs = 773.4 m3/m3 i-pentan iC5 0.9 n-pentan nC5 1.13 Tkrik= 506.0 °C Heksan C6 1.46 pkrik= 494.6 bar Heptan plus C7+ 10.04

100.00

Tablica 6.12. Blizu-kritična nafta 2



N2 N2 0.56 0.85 230 Metan C1 69.44


faze:0.842

3 g/cm3


faze:0.001

0 g/cm3 i-butan iC4 0.89

n-butan nC4 2.14 Rs =745.6


100.00

42

43

Tablica 6.13. Blizu-kritična nata 3



N2 N2 0.56 0.87 250 Metan C1 69.44


faze:0.862

2 g/cm3


faze:0.001


n-butan nC4 2.14 Rs =702.8


100.00

Tablica 6.14 Blizu-kritična nafta 4



N2 N2 0.56 0.875 260 Metan C1 64.44


faze:0.867

1 g/cm3


faze:0.001


n-butan nC4 2.14 Rs =679.1


100.00

44

45

Tablica 6.15. Blizu-kritična nafta 5



N2 N2 0.56 0.875 260 Metan C1 59.44


faze:0.867

0 g/cm3


faze:0.001

1 g/cm3 i-butan iC4 0.89 n-butan nC4 2.14 Rs = 678.4 m3/m3 i-pentan iC5 0.9 n-pentan nC5 1.13 Tkrik= 567.2 °C Heksan C6 1.46 pkrik= 568.1 bar Heptan plus C7+ 10.04

100.00

Tablica 6.16. Good Oil Co-Gas Condensate



N2 N2 0.31 0.816 184 Metan C1 73.19


faze:0.812

7 g/cm3


faze:0.001


n-butan nC4 1.45 Rs =1164.


100.00

46

47

Tablica 6.17. Plinski kondenzat 2



N2 N2 0.31 0.816 184 Metan C1 68.19


faze:0.812

8 g/cm3


faze:0.001


n-butan nC4 1.45 Rs =1164.


100.00




N2 N2 0.31 0.816 184 Metan C1 63.19


faze:0.813

0 g/cm3


faze:0.001


n-butan nC4 1.45 Rs =1163.


100.00

48



CO2 CO2 22.37 gustoća (g/cm3) Molarna masa()g/mol)

N2 N2 0.31 0.816 184 Metan C1 53.19


faze:0.812

8 g/cm3


faze:0.001


n-butan nC4 1.45 Rs =1164.


100.00




N2 N2 0.31 0.816 184 Metan C1 53.19


faze: 0.8136 g/cm3



n-butan nC4 1.45 Rs =1166.38

9 m3/m3 i-pentan iC5 0.64 n-pentan nC5 0.68 Tkrik= 423.0 °C

49

Heksan C6 1.09 pkrik= 433.6 bar Heptan plus C7+ 8.21

100.00

Tablica 6.21. Good Oil Co-Wet Gas



N2 N2 0.25 0.763 130 Metan C1 92.46


faze:0.809

9 g/cm3


faze:0.000

8 g/cm3 i-butan iC4 0.28 n-butan nC4 0.24 Rs = 35083 m3/m3 i-pentan iC5 0.13 n-pentan nC5 0.08 Tkrik= 180.3 °C Heksan C6 0.14 pkrik= 258.2 bar Heptan plus C7+ 0.82

100.00

Tablica 6.22. Good Oil Co-Dry Gas



N2 N2 2.07 Metan C1 86.12


faze: g/cm3


faze:0.000


50

n-butan nC4 0 Rs = m3/m3 i-pentan iC5 0.5 n-pentan nC5 0 Tkrik= -8.4 °C Heksan C6 0 pkrik= 88.7 bar Heptan plus C7+ 0

100.00

51

Documents

1 · Web view1.1. Klasifikacija ležišnih fluida Klasifikacije ležišnih ugljikovodika se razlikuju od autora do autora. Ukoliko se fluid sastoji većinom od manjih molekula, biti