Tehnika i tehnologija proizvodnje gasa (6)

Παρουσίαση με θέμα: "Tehnika i tehnologija proizvodnje gasa (6)"— Μεταγράφημα παρουσίασης:

1 Tehnika i tehnologija proizvodnje gasa (6)
Tehnički fakultet „Mihajlo Pupin“ u Zrenjaninu Industrijsko inženjerstvo u eksploataciji nafte i gasa Tehnika i tehnologija proizvodnje gasa (6) Predavanja: Doc. dr. sc. Radoslav D. Mićić

2 Pritisak zasićenje naftnog gasa
Pritisak pri kojoj su sva gasa rastvori u tečnosti (tj prelazi u tečno stanje) se zove pritisak zasićenja. Ako je pritisak naftnog sloja manji od pritiska zasićenja, deo gasa je u slobodnom stanju, i stvara "gasnu kapu". Ako je u gasnom sloju veći od pritiska zasićenja pritiska, kaže se da je nafta "pod zasićena, undersaturated" gasom i sav gas je rastvoren u nafti. Pritisak zasićenja može da korespondira sa pritiskom sloja, pa je nafta je potpuno zasićena gasom.

3 Pritisak zasićenja slojne nafte je maksimalni pritisak gasa na kojima počinje da se izdvaja iz nafte pri izotermskoj ekspanziji na ravnotežnim termodinamičkim uslovima. Pritisak zasićenja zavisi od: zapreminskog odnosa nafte i rastvorenog gasa, sastava i temperature formacije. Sa povećanjem molekulsku težinu nafte (gustine), ovaj parametar se povećava.

4 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 snižavanjem temperature pritisak zasićenja se može znatno povećati.

5 Proizvodnja tečnog fluida
Rezervoar suvog gasa proizvodi samo gas na površini. Međutim, i rezervoari vlažnog gasa, kao i kondenzata proizvode tečnost na površini. Kada računamo svojstva gasa, moramo računati i na prisustvo tečnosti na površini. U ovom odeljku razmatramo način na koji se proizvodnja tečnosti obračunava u rezervoarima za vlažni gasom i kondenzatom.

6 Rezervoari vlažnog gasa
Važna karakteristika rezervoara za vlažni gas jeste to što se proizvodni rezervoar uvek nalazi pod jedno-faznim uslovima. Proizvodnja tečnosti na površini je rezultat uslova koji vladaju u separatoru, i koji su u dvofaznom regionu.

7 Pošto će separator selektivno ukloniti teže komponente u tečnoj fazi, u gasu će uglavnom nalaziti lakše komponente. Zbog toga će specifična težina separatorskog gasa biti manja od specifične težine gasa u rezervoaru. Da bi izračunali specifičnu težinu gasa u rezervoaru, prvo moramo izračunati ekvivalentnu zapreminu gasa proizvedene tečnosti. Možemo je izračunati kao: 𝑉 𝑜 =133,316 𝛾 𝑜 / 𝑀 𝑜 gde je Vo u SCF/STB, γo je specifična težina kondenzata, a Mo je molekulska težina kondenzata.

8 Alternativno: 𝑉 𝑜 =23,743 𝛾 𝑜 / 𝑀 𝑜 gde je Vo u Sm3/Sm3, γo je specifična težina kondenzata, a Mo je molekulska težina kondenzata. Specifična težina se kalkuliše kao: 𝛾 𝑜 = 𝑜 𝐴𝑃𝐼 Molekulska težina se računa kao: 𝑀 𝑜 = 𝛾 𝑜 1.008− 𝛾 𝑜

9 U mnogim slučajevima, umesto da se koristi jedno stepena separacija, koriste se dvo ili trofazni separatori. U ovom slučaju specifična težina suvog gasa se određuje na kraju prve faze i a količina tečnost se određuje u poslednjoj fazi. Kada tečnost napusti prvu fazu, u njoj se rastvara gas. Predhodne jednačine su pogodne ako se koriste za separaciju u jednom stepenu.

10 Za dvo ili tro stepenu separaciju, možemo računati rastvoreno gas i ekvivalentnu zapreminu gasa proizvedene tečnosti Vo kao: 𝑉 𝑜 = 133,316 𝛾 𝑜 𝑀 𝑜 + 𝑅 𝑠 gde je Vo u SCF/STB, ili 𝑉 𝑜 = 23,743 𝛾 𝑜 𝑀 𝑜 + 𝑅 𝑠 gde je Vo u Sm3/Sm3, a gde je Rs rastvoreni gas u tečnosti na kraju prvog stepena.

11 Rs rastvoreni gas u tečnosti na kraju prvog stepena, se računa: 𝑅 𝑠 = 𝑎 1 𝑎 2 1− 𝑎 1 𝑎 3 gde je: 𝑎 1 = 𝑝 𝑠 °𝐴𝑃𝐼 − 𝑇 𝑆 𝑎 2 = °𝐴𝑃𝐼 𝑎 3 =−3.57× 10 −6 °𝐴𝑃𝐼 gde je Rs u SCF/STB, ps1 i Ts1 je pritisak prvog stepena u psia, a temperatura u °R, a ºAPI je API gustina kondenzata.

12 Alternativno: 𝑎 1 = 0. 007969 𝑝 𝑠 1 +1. 4 10 0. 0125 °𝐴𝑃𝐼 −0
Alternativno: 𝑎 1 = 𝑝 𝑠 °𝐴𝑃𝐼 − 𝑇 𝑆 𝑎 2 = °𝐴𝑃𝐼 𝑎 3 =−3.57× 10 −6 °𝐴𝑃𝐼 gde je Rs u Sm3/Sm3, ps1 i Ts1 je pritisak prvog stepena u kPa, a temperatura u °K

13 Kada se izračunava zapremina ekvivalentnog gasa, za jednostepenu separaciju, možemo izračunati gustinu gasa pre razdvajanja kao: 𝜌 𝑔 = 𝑅 𝑔 𝛾 𝑔 𝑠𝑒𝑝 𝜌 1 𝑅 𝑔 + 𝑉 𝑜 gde je ρg gustina u lbm / ft3, Rg je dobijen odnos gas/tečnost u SCF/STB, je gustina vazduha u lbm/ft3, ygsep je specifična težina separatorskog gasa, ρ1 je gustina tečnosti u lbm/ft3, i Vo je ekvivalentna zapremina gasa u SCF po barelu tečnog kondenzata izračunata korišćenjem jednačine 𝑉 𝑜 =133,316 𝛾 𝑜 / 𝑀 𝑜 .

14 Alternativno: 𝜌 𝑔 = 𝑅 𝑔 𝛾 𝑔 𝑠𝑒𝑝 1
Alternativno: 𝜌 𝑔 = 𝑅 𝑔 𝛾 𝑔 𝑠𝑒𝑝 𝜌 1 𝑅 𝑔 + 𝑉 𝑜 gde je ρg gustina u kg/m3, Rg je u Sm3/Sm3, kg/m3 je gustina vazduha, ρ1 je gustina kondenzata u kg/m3.

15 Poznato je da se gustina tečnosti može izračunati, kao: 𝜌 1 =1000 𝛾 𝑜 gde je ρ1 u lbm/ft3. Alternativno, 𝜌 1 =62.4 𝛾 𝑜 gde je ρ1 u kg/m3, predhodne jednačine možemo napisati kao: 𝛾 𝑔 = 𝜌 𝑔 = 𝑅 𝑔 𝛾 𝑔 𝑠𝑒𝑝 𝛾 𝑜 𝑅 𝑔 + 𝑉 𝑜 ili 𝛾 𝑔 = 𝜌 𝑔 = 𝑅 𝑔 𝛾 𝑔 𝑠𝑒𝑝 +817 𝛾 𝑜 𝑅 𝑔 + 𝑉 𝑜 gde je yg specifična težina rezervoarskog gasa. Ova vrednost specifične težine se uzima u slučaju predvižanja karakteristika rezervoara. Predhodne jednačine važe za jednostepenu separaciju.

16 Za višestepenu separaciju specifična težina rezervoarskog gasa se kalkuliše: 𝛾 𝑔 = 𝜌 𝑔 = 𝑅 𝑔 + 𝑅 𝑠 𝛾 𝑔 𝑠𝑒𝑝 𝛾 𝑜 𝑅 𝑔 + 𝑉 𝑜 gde su Rg, Rs, i Vo u SCF/STB. Alternativno, 𝛾 𝑔 = 𝜌 𝑔 = 𝑅 𝑔 + 𝑅 𝑠 𝛾 𝑔 𝑠𝑒𝑝 +817 𝛾 𝑜 𝑅 𝑔 + 𝑉 𝑜 gde su Rg , Rs , i Vo je u Sm3/Sm3. ygsep predstavlja specifičnu težinu gasa u prvom stepenu separacije, a Vo se računa iz jednačine: 𝑉 𝑜 =23,743 𝛾 𝑜 / 𝑀 𝑜

17 Ovo je razumna pretpostavka s obzirom na količinu gasa iz drugog i trećeg stepena mala. Kao druga metoda, umesto korištenja ovih jednačina, može koristiti i slika 5-2 za izračunavanje specifične težine tečnog gasa, ako se zna prinos kondenzata. Jednačina se može pisati kao: 𝛾 𝑔 = ×𝑝𝑟𝑖𝑛𝑜𝑠 𝑘𝑜𝑛𝑑𝑒𝑛𝑧𝑎𝑡𝑎 gde je prinos u SCB/MMCSCF. Alternativno, 𝛾 𝑔 = × 10 −4 ×𝑝𝑟𝑖𝑛𝑜𝑠 𝑘𝑜𝑛𝑑𝑒𝑛𝑧𝑎𝑡𝑎 gde je prinos u Sm3/milion Sm3

18 Gustina gasa u funkciji od prinosa kondenzata

19 Rezervoari kondenzata
Rezervoari kondenzata su složeniji od rezervoara vlažnog gasa zbog kondenzacije tečnosti u rezervoaru. Ako su uslovi proizvodne bušotine iznad tačke rosišta, rezervoar će i dalje biti u jednofaznim uslovima. Stoga, možemo koristiti proceduru sličnu kao za rezervoar za vlažni gas za izračunavanje specifične težine i za predviđanje fizičkog svojstva gasa. Ovo se može koristit samo dok se ne dostignu uslovi tačke rose.

20 Ispod tačke rošenja, kada se tečna faza izdvoji iz gasne faze, sastav rezervoara se menja i, stoga, će se specifična težina gasa promeniti. Da se predvidela svojstva rezervoarske tečnosti teško je na osnovu jednostavne jednačine predvideti karakteristike fluida pod ovim uslovima. Da bismo odredili količinu izdvojene tečnosti u rezervoaru, kao i promene u kompoziciji tokom vremena, možemo koristiti dvofazni z-faktor (ZTP).

21 Koncept dvofaznog z-faktora je jednostavan
Koncept dvofaznog z-faktora je jednostavan. Ovaj dvofazni Z-faktor nam omogućava da tretiramo rezervoar kondenzata kao "ekvivalentan" rezervoar gasa. Zapravo, dodatna ne-idealno ponašanje izazvano prisustvom tečnosti se obračunava dvofaznim z-faktorom. Zbog toga što tečnost zauzima manju zapreminu od gasa, u prisustvu tečnosti, ZTP-faktor je manji od vrednosti koja bi se izračunala korišćenjem jednofaznog z-faktora.

22 Podsjetimo da je z-faktor definisan kao: 𝑧= 𝑧𝑎𝑝𝑟𝑒𝑚𝑖𝑛𝑎 1 𝑚𝑜𝑙𝑎 𝑟𝑒𝑎𝑙𝑛𝑜𝑔 𝑔𝑎𝑠𝑎 𝑛𝑎 𝑝 𝑖 𝑇 𝑧𝑎𝑝𝑟𝑒𝑚𝑖𝑛𝑎 1 𝑚𝑜𝑙𝑎 𝑖𝑑𝑒𝑎𝑙𝑛𝑜𝑔 𝑔𝑎𝑠𝑎 𝑛𝑎 𝑝 𝑖 𝑇 Budući da je "realni" gas u ovom slučaju mešavina gasa i tečnosti, ona će zauzimati manju zapreminu nego što bi se dobila za jednofazni gas što rezultira manjom vrijednošću ZTP-a. Vrednost ZTP može ili biti merena eksperimentalno ili može biti izračunat korišćenjem empirijskog odnosa.

23 U odsustvu bilo kakvih eksperimentalnih podataka, Rayes, et al
U odsustvu bilo kakvih eksperimentalnih podataka, Rayes, et al. predlažu empirijske jednačine za izračunavanje dvofaznog z-faktora. Oni preporučuju, da ako je molni procenat c7+ manji od 4%, može adekvatno koristiti, jednofazni Z-faktor, sve dok se primenjuje korekcija specifične težine gasa kao kod vlažnog gasa. Alternativno, ako je yg je manja od 0.911, monofazni z-faktor može davati adekvatne vrednosti.

24 Poznavajući specifičnu težinu tečnog gasa, molski udeo c7+ izračunava se kao: 𝑦 𝑐 7+ =− 𝛾 𝑔 ako je c7+ ≥ od 4%,dvo-fazni z-faktor se kalkuliše: 𝑧 𝑇𝑃 =2.243− 𝑝 𝑟 − 𝑇 𝑟 𝑝 𝑟 𝑇 𝑟 𝑝 𝑟 𝑇 𝑟 gde su pr i Tr redukovan pritisak i temperatura izračunata na osnovu specifične težine gasa na uslovima bušotine.

25 Ukupni zapreminski faktor formacije
Kada rezervoari za gas proizvode tečnost na površini, ponekad je pogodno da se izračuna ukupno zapreminski faktor formacije, Bt. Ovo je analogno rezervoarima za naftu. Definicija Bt je: 𝐵 𝑡 = Ukupna zapremina smeše gasa i nafte pri povišenim p i t Zapremina tečnosti na površini za istu smešu

26 Možemo izračunati vrijednost Bt koristeći sljedeću proceduru: Ukupni gas proizveden iz rezervoara u standardnim uslovima po jedinica tečne proizvodnje. 𝑅 𝑡 = 𝑅 𝑔 + 𝑉 𝑜

27 Ako znamo specifičnu težinu gasa, yg, možemo izračunati zapreminski faktor formacije, Bg, u uslovima rezervoara korišćenjem jednačine: 𝐵 𝑔 = 𝑧𝑇 𝑝 gde je Bg u ft3/SCF, i p u psi i T u oR. Alternativni oblik je: 𝐵 𝑔 = 𝑧𝑇 𝑝 gde je Bg je u m3/Sm3, p u kPa, a T u oK U nekim slučajevima je pogodno da se vrednost Bg definiše u bbl/SCF. U tom slučaju će jednačina glasiti: 𝐵 𝑔 =0.005 𝑧𝑇 𝑝 gde je T u oR, a p u psia.

28 Potrebno je zapamtiti to za rezervoari kondenzata, z-faktor treba zameniti zTP u računanju Bg. Jedinice Bg su zapremina gasa u rezervoaru u odnosu na zapreminu gasa na površini pod standardnim uslovima. Kombinovanje predhodnih jednačina, možemo pisati: 𝐵 𝑡 = 𝐵 𝑔 𝑅 𝑡

29 Hemijski sastav PNG iz gasno-kondenzatnih ležišta
Posle odvajanja PNG od kondenzata, hemijski sastav sličan je gasu iz čisto gasnih ležišta; razlika je samo u masenoj zastupljenosti pojedinih gasovitih ugljovodonika. Sadržaj metana je redovno niži, a sadržaji etana, propana i drugih ugljovodnika je viši. Hemijski sastav kondenzata menja se i zavisi od režima eksploatacije ležišta. Pri stalnom pritisku sastav kondenzata je konstantan. Sa padom pritiska sastav kondenzata se menja. Kod nekih stabilizovanih kondenzata sadržaj parafinskih ugljovodonika kretao se u granicama %, naftenskih 30-50%, a aromatičnih 5-30%.

30 Hemijski sastav kaptažnih naftnih gasova
Pod pojmom prateći ili kaptažni naftni gas podrazumeva se samo onaj deo gasa u gasno- naftnom ili naftnom ležištu 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.

31 Gasovi oslobođeni iz nafte ne razlikuju se od prirodnih po vrsti prisutnih ugljovodnika, već samo po njihovom sadržaju. Sadržaj metana u kaptažnim gasovima može da se kreće u granicama od 30 do 60%, ređe iznad toga, ali su znatno viši sadržaji: etana 5-14%, propana %, butana 2-8%, a viših ugljovodonika može biti u granicama 1 - 6%. Zbog toga se kaptažni gasovi svrstavaju u grupu bogatih ili masnih. Za razliku od većine PNG, u kojima sadržaj benzinskih para može biti u granicama g/m3 gasa, u kaptažnim se može naći i preko 750 g/m3.

32 Istraživanjima je utvrđeno da hemijski sastav kaptažnih gasova zavisi od starosti i sastava kolektorskih stena ali i od dubine naftnog ležišta. Iz gornjih horizonata npr. dobijaju se siromašniji gasovi, a iz dubljih ležišta gasovi su bogatiji višim ugljovodonicima. Međutim, zanimljivo je i teško objašnjivo to što ovi gasovi sadrže veće količine CO2 i N2.

33 Nečistoće u prirodnom gasu
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 ležišta iz kojih se dobijaju: Ugljen dioksid, Sumporovodonik, Merkaptani Voda, Azot, Helijum i ostali gasovi u tragovima.

34 Za proizvodnju petrohemikalija
Tabela 4 .Maksimalno dopuštene primese u PNG zavise od namene Za široku potrošnju Za proizvodnju petrohemikalija Ugljendioksid , ppm 1 -3 Vodoniksulfid, ppm 3 Živa, mikrograma / m3 10 Tačka rose vode °C -15 do -25 -70 Tačka rose ugljovodonika °C -2 Količina pojedinih nečistoća, data je kao standard, u zavisnosti od namene PNГ-a. Vidi se da tačka rose i količina ugljen dioksida mnogo viša u slučaju da se gas koristi za petrohemiju.

35 Ugljen dioksid Ugljendioksid je skoro u svim ležištima redovni pratilac PNG. Postao je tokom preobražaja primarnog organskog materijala od kojeg su postali i ugljovodonici. Kako ugljen dioksid ne gori, smanjuje time gorivu vrednost prirodnom gasu. Međutim, ugljen dioksid može se utiskivati u naftna ležišta za povećanje proizvodnje, tako da se ponekad izdvaja iz prirodnog gasa i prodaje kao nus produkt.

36 Sadržaj ugljendioksida u prirodno naftnom gasu niži je nego što bi se moglo očekivati ako bi se sudilo po mehanizmima hemijskih promena koje su se dešavale na biljnim i životinjskim ostacima. Međutim, treba imati u vidu da je ugljendioksid hemijski aktivan, da se rastvara u ležišnim vodama i da gradi rastvorne bikarbonate. Smatra se da se njegov sadržaj u prirodnim gasovima, zbog hemijske aktivnosti, kreće najčešće oko 2,5%. Međutim, u nekim ležištima PNG nađeno je 10-15%, pa i znatno više ugljendioksida.

37 Međutim, postoje ležišta i kod nas i u svetu u kojima se nalazi preko 80% ugljendioksida. U takvim slučajevima eksploatacija ležišta 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.

38 Voda Pored izdvojenog sumporovodonika i ugljen dioksida, dehidracijom se tađe ekstrahuje voda pre nego što se gas transportuje u cevovode. Voda. U prirodnim gasovima voda se pojavljuje kao kondenzat vodene pare koja potiče iz ležišne vode. Sa tom vodom ugljendioksid gradi ugljenu kiselinu, koja stupa u hemijske reakcije sa gvožđem kako sledi: CO2 + H2O ↔ H2CO3 Fe + H2CO3 ↔ FeCO3 + H2

39 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.

40 Ugljena kiselina Može reagovati i sa zemnoalkalnim hloridima koji se redovno nalaze u ležišnim vodama. U tom slučaju snižava 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

41 Vodonik sulfid Jako je otrovan, korozivan i opasan u vrlo malim koncentracijama s mirisom na trula jaja. Zbog svoje korozivnosti uzrokuje velika oštećenja u gasnim bušotinama, na uzlaznim cevima, ventilima i spojevima, tako da se mora odstraniti iz prirodnog gasa pre nego se transportuje u cevovode. Kiselim i korozivnim smatra se PNG koji sadrži vodoniksulfid iznad 0,01%. Međutim, postoje nalazišta PNG sa sadržajem H2S i oko 45%. Takav gas se koristi za proizvodnju elementarnog sumpora, važne sirovine za hemijsku industriju.

42 Kako nastaje? I ako je u nekim prirodnim naftnim gasovima nađeno i više od 2,5% H2S, on ne spada u njihove redovne pratioce. Njegovo prisustvo u PNG dovodi se u vezu sa nekim stenama. Primećeno je da vodoniksulfid sadrže gasovi koji su bili u kontaktu sa sulfatnim stenama (gipsom) ili sa sulfidima kao što je npr. pirit i njemu slični.

43 Vodoniksulfid izaziva tri tipa korozije na opremi:
kiselu ili sulfidnu u prisustvu vode, vodonikovu krtost, naponsku koroziju.

44 Kisela ili sulfidna korozija
Kisela ili sulfidna korozija ima za posledicu stvaranje sulfida gvožđa. Idealni uslovi za sulfidnu koroziju su kada je pH rastvora ispod 6.0. Ako 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 zapažena. Na temperaturama iznad 80°C proces sulfidne korozije je znatno manjeg intenziteta.

45 Vodonikova krtost U reakciji H2S sa gvožđem 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. 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.

46 Mehanizam vodonikove krtosti
Povećanje pokretljivosti vodonika ima za posledicu ubrzan izlazak iz metala. Povećanom difuzijom i promenom dinamičke ravnoteže objašnjava se manje korozivno / razorno dejstvo vodonika na povišenim temperaturama.

47 Neki autori tvrde da na temperaturama iznad 150°C nije zabeležano oštećenje metala prodorom vodonika u njihovu strukturu. Treba imati u vidu da na temperaturama iznad 220°C vodonik može stupati u reakciju sa karbidom gvožđa pri čemu postaje metan. To je proces dekarbonizacije. Posledica toga je smanjenje čvrstoće čelika, a stvaranjem i oslobađanjem metana nastaju pukotine u njemu.

48 Naponska korozija Naponska korozija dosta je složena i nepotpuno proučena. Utvrđeno je samo da stepen korozije zavisi od parcijalnog pritiska vodoniksulfida i od temperature.

49 Azot i helijum Azot se takođe koristi kao gas za utiskivanje u ležišta, Helijum je vredan u elektronskoj industriji i za punjenje balona.