Stanislaw Nagy – Wybrane elementy termodynamiki gazu ziemnego

Wybrane elementy termodynamiki gazu ziemnego

Dr hab. inż. Stanisław Nagy, prof. nzw.

Kraków, 2011

1

Stanislaw Nagy – Wybrane elementy termodynamiki gazu ziemnego

Spis treści Własności fizyczne układów jedno i wieloskładnikowych -definicje podstawowe........... 4 Równowaga ciecz para. Podstawy teoretyczne .................................................................. 6 2.1 Stała równowagi ......................................................................................................... 6 2.2 Wyznaczenie stałej równowagi układów rzeczywistych ......................................... 10 2.2.1 Korelacje empiryczne ........................................................................................... 10 2.2.2 Korelacje w oparciu o równanie stanu ................................................................. 11 2.3 Ogólna postać równania stanu gazu rzeczywistego ................................................. 14 2.4 Wpływ niepewności określania składu węglowodorów ciężkich C7+ na parametry termodynamiczne. ................................................................................................................ 15 2.5 Wpływ niepewności określania składu węglowodorów ciężkich C7+ na eksploatacje złoża gazokondensatowego ............................................................................. 17 3 Klasyfikacja złóż węglowodorów .................................................................................... 18 3.1 Identyfikacja płynu złożowego ................................ Error! Bookmark not defined. 3.2 Przygotowanie odwiertu do poboru próbki złożowej a reprezentatywność próbki Error! Bookmark not defined. 3.3 Identyfikacja ropy naftowej...................................... Error! Bookmark not defined. 3.3.1 Diagram fazowy ropy naftowej ............................ Error! Bookmark not defined. 3.3.2 Identyfikacja ropy naftowej w warunkach polowych ......... Error! Bookmark not defined. 3.3.3 Analiza laboratoryjna ropy naftowej .................... Error! Bookmark not defined. 3.4 Identyfikacja płynu złożowego- Lekka ropa naftowa ............. Error! Bookmark not defined. 3.5 Diagramy fazowe lekkiej ropy naftowej .................. Error! Bookmark not defined. 3.5.1 Identyfikacja lekkiej ropy naftowej (volatile oil) w warunkach polowych... Error! Bookmark not defined. 3.5.2 Analiza laboratoryjna lekkiej ropy naftowej ........ Error! Bookmark not defined. 3.6 Identyfikacja płynu złożowego-gaz kondensatowy . Error! Bookmark not defined. 3.6.1 Diagramy fazowe gazu kondensatowego ............. Error! Bookmark not defined. 3.6.2 Identyfikacja gazu kondensatowego w warunkach polowych ...Error! Bookmark not defined. 3.6.3 Analiza laboratoryjna gazu kondensatowego ....... Error! Bookmark not defined. 3.7 Identyfikacja płynu złożowego- gaz kondensujący . Error! Bookmark not defined. 3.7.1 Diagramy fazowe gazu kondensatowego ............. Error! Bookmark not defined. 3.7.2 Identyfikacja gazu kondensującego w warunkach polowych ...Error! Bookmark not defined. 3.8 Identyfikacja płynu złożowego- gaz bezgazolinowy (suchy) . Error! Bookmark not defined. 3.8.1 Diagramy fazowe gazu bezgazolinowego ............ Error! Bookmark not defined. 4 Przemiany termodynamiczne w procesie sprężania gazu ................................................ 21 4.1 Moc i sprawność sprężarki ....................................................................................... 22 4.2 Obliczenia politropowe : .......................................................................................... 24 4.3 Współczynnik sprawności: ....................................................................................... 25 5 Literatura .......................................................................................................................... 27 1 2

2

Stanislaw Nagy – Wybrane elementy termodynamiki gazu ziemnego

6 Dodatek. Własności fizyczne płynów złożowych i termodynamiczna charakterystyka złóż węglowodorów - korelacje ............................................................................................... 29 6.1 Równanie stanu gazu rzeczywistego ........................................................................ 29 6.2 Współczynnik objętościowy gazu wyznaczny jest z równania ................................ 30 6.3 Lepkość gazu ziemnego ........................................................................................... 30 6.4 Własności ropy naftowej .......................................................................................... 31 6.4.1 Wykładnik gazowo-ropny w stanie nasycenia (rozpuszczalność gazu ropie w punkcie nasycenia) ........................................................................................................... 31 6.4.2 Ciśnienie nasycenia (ciśnienie wrzenia)............................................................... 32 6.4.3 Współczynnik objętościowy ropy naftowej ......................................................... 32 6.5 Współczynnik ściśliwości ropy naftowej (izotermiczny) ........................................ 32 6.5.1 Lepkość ropy naftowej. ........................................................................................ 32 6.6 Własności wód złożowych ....................................................................................... 33 6.6.1 Gęstość masy ........................................................................................................ 33 6.6.2 Lepkość dynamiczna ............................................................................................ 33 6.6.3 Rozpuszczalność gazu w wodzie złożowej .......................................................... 33 6.6.4 Izotermiczny współczynnik ściśliwości wody złożowej ...................................... 34 6.6.5 Współczynnik objętościowy FVF ........................................................................ 34 6.6.6 Inne własności fizyczne ....................................................................................... 34 6.6.7 Własności chemiczne ........................................................................................... 34

3

Stanislaw Nagy – Wybrane elementy termodynamiki gazu ziemnego

1 Własności fizyczne układów jedno i wieloskładnikowych -definicje podstawowe

Układ jednoskładnikowy – definiowany jest jako układ zawierający jeden (czysty) składnik, np. woda, metan, azot itp. Układ wieloskładnikowy – układ zawierający co najmniej 2 składniki. Układy wieloskładnikowe w inżynierii naftowej zawierają od 5 do kilkudziesięciu składników. Faza – jednorodna część układu oddzielona od innej części powierzchnią rozdziału. Dowolna substancja czysta posiada w punkcie potrójnym trzy fazy: stałą (np. lód), ciekłą i parową. W szczególności faza nie musi być ciągła, może być zdyspergowana. Faza stała (lód) w zależności od ciśnienia i temperatury mogą tworzyć różne formy krystaliczne, które również tworzą fazy. W inżynierii naftowej zwykle istotne są tylko trzy fazy: stała, ciekła i gazowa. Termin “para” używany jest często zamiennie jako “gaz”, pomimo, że właściwa jego definicja ogranicza się jedynie do obszaru pomiędzy punktem potrójnym i punktem krytycznym czystej substancji. Prężność pary – ciśnienie pary nasyconej nad roztworem cieczy, na diagramie p-T linia pomiędzy punktem potrójnym i punktem krytycznym (dla układu jednoskładnikowego) Punkt krytyczny- punkt w którym brak jest różnicy pomiędzy własnościami fazy ciekłej i gazowej. Współrzędne punktu określają ciśnienie krytyczne pc, temperaturę krytyczną Tc i objętość właściwą krytyczną vc. Dla czystej substancji temperatura krytyczna jest temperaturą, powyżej której ciecz nie można skroplić niezależnie od ciśnienia. Podobnie ciśnienie krytyczne jest granicą, powyżej której nie istnieje rozróżnienie pomiędzy fazą ciekła i gazową. Ostatnia uwaga traci sens dla układu wieloskładnikowego. Punkt potrójny – punkt na krzywej p-T w którym współistnieją trzy fazy: stała, ciekła i gazowa (dla układu jednoskładnikowego). Krzywa nasycenia – linia rozdziału faz – występuje pomiędzy fazą stałą i ciekła (krzywa zamarzania/topnienia) fazą ciekłą i gazową (krzywa rosy/wrzenia) oraz pomiędzy fazą stałą i gazową (krzywa sublimacji/resublimacji). Przejścia fazowe np. z fazy stałej do fazy ciekłej czy z fazy ciekłej do gazowej zawsze wymagają dostarczenia energii. Podkreślić należy, że rozważania dotyczące przejść fazowych należy zawsze prowadzić oddzielnie dla układów jednoskładnikowych i wieloskładnikowych. Prężności par czystych substancji liczone mogą być albo na postawie równania ClausiusaClapeyrona albo na podstawie empirycznych równań typu Riedla, Pitzera, Lee-Keslera, Antoine, czy bezpośrednio z równania stanu gazu rzeczywistego (n, Penga Robinsona). Wykres logarytmu prężności pary ( ln pv ) od odwrotności temperatury absolutnej (co wynika z równania Calusiusa-Clapeyrona) jest nazywany wykresem Coxa.

4

Stanislaw Nagy – Wybrane elementy termodynamiki gazu ziemnego

Gęstość masy Gęstość masy zdefiniowana jako masa przypadająca na jednostkę objętości zależy zarówno od ciśnienia jak i od temperatury. Współczynnik objętościowy FVF Innym parametrem zdefiniowanym tradycyjnie w inżynierii naftowej jest bezwymiarowy współczynnik objętościowy FVF określający stosunek rzeczywistej objętości płynu do objętości płynu w warunkach normalnych.

5

Stanislaw Nagy – Wybrane elementy termodynamiki gazu ziemnego

6

2 Równowaga ciecz para. Podstawy teoretyczne Faza jest definiowana jako część systemu o jednakowych fizycznych i chemicznych właściwościach, jednorodnym składzie i oddzielonej od innych faz powierzchnią graniczną. Najważniejsze fazy występujące w produkcji węglowodorów, jakimi są ropa naftowa i gaz ziemny to faza ciekła i faza gazowa (rzadziej faza stała - „hydraty”). Woda jest zwykle również obecna jako dodatkowa faza ciekła lub w postaci pary. Fazy te mogą koegzystować w równowadze wówczas, gdy zmienne opisujące daną równowagę pozostają stałe w czasie i miejscu. Główne zmienne określające stan równowagi to: temperatura układu T, ciśnienie P i skład zi. Warunki, pod którymi różne fazy pozostają w równowadze mają ogromne znaczenie w produkcji ropy naftowej (między innymi przy projektowaniu separatorów napowierzchniowych). Obliczenia równowagowe opierają się na pojęciu stałej równowagi.

2.1 Stała równowagi Stała równowagi Ki danego składnika jest definiowana jako stosunek udziału molowego i-tego składnika w fazie gazowej yi, do udziału molowego tegoż składnika w fazie ciekłej xi:

yi  Ki xi

(2-1)

Przy niskich ciśnieniach (poniżej 6,8 atm. = 100 psia), dla mieszaniny heterogenicznej obliczenie stałej równowagi można przeprowadzić z użyciem prawa Raoulta-Daltona. Prawo Raoulta mówi, że ciśnienie parcjalne Pi składnika w mieszaninie jest iloczynem udziału molowego i-tego składnika w fazie ciekłej i ciśnienia pary nasyconej tegoż składnika Psi, czyli: Pi = xi Psi

(2-2)

gdzie: Pi –ciśnienie parcjalne i-tego składnika Psi -ciśnienie pary nasyconej i-tego składnika xi -udział molowy i-tego składnika w fazie ciekłej Prawo Daltona stanowi, że ciśnienie parcjalne i-tego składnika w fazie gazowej jest równe iloczynowi udziału molowego tegoż składnika w fazie gazowej i całkowitemu ciśnieniu w układzie, czyli: Pi = yi P

(2-3)

Stanislaw Nagy – Wybrane elementy termodynamiki gazu ziemnego

7

gdzie: P -całkowite ciśnienie w układzie yi -udział i-tego składnika w fazie gazowej W warunkach równowagi zgodnie z wcześniejszymi założeniami ciśnienie parcjalne itego składnika w fazie gazowej musi się równać ciśnieniu parcjalnemu tegoż składnika w fazie ciekłej. Przyrównując te równania do siebie otrzymujemy: xi Psi = yi P (2-4) Przekształcając powyższe wyrażenie oraz wstawiając do niego stałą równowagi otrzymamy:

Ki 

Pi s y i  P xi

(2-5)

Z równania (2-5) wynika, że stała równowagi idealnej mieszaniny jest funkcją ciśnienia i temperatury (ciśnienie nasycenia jest funkcją temperatury). Znajomość stałych równowagi i składu molowego układu wieloskładnikowego pozwala na obliczenie składu poszczególnych faz oraz udziałów tych faz w układzie. Udział fazy ciekłej definiowany jest następująco:

L

NL N

(2-6)

V

NV N

(2-7)

Udział fazy gazowej:

Przy czym oczywiście: L+V=1

(2-8)

Całkowity udział i-tego składnika w mieszaninie: zi 

Ni N

(2-9)

Udział molowy i-tego składnika w fazie ciekłej:

xi 

Ni

L

NL

Udział molowy i-tego składnika w fazie gazowej:

(2-10)

Stanislaw Nagy – Wybrane elementy termodynamiki gazu ziemnego

yi 

Ni

8

V

(2-11)

NV

Z powyższych definicji wynika następująca zależność:

z x y i

i

i

i

i

1

(2-12)

i

gdzie: NL -ilość moli fazy ciekłej NV -ilość moli fazy gazowej N -całkowita liczba moli (N = NL + NV) NiV –liczba moli i-tego składnika w fazie gazowej NiL –liczba moli i-tego składnika w fazie ciekłej Zapisując dla i-tego składnika mieszaniny równanie bilansu masowego, otrzymujemy zależność: ziN = xiNL + yiNV

(2-13)

gdzie:   

ziN -całkowita liczba moli i-tego składnika w mieszaninie xiNL - całkowita liczba moli i-tego składnika w fazie ciekłej mieszaniny yiNV - całkowita liczba moli i-tego składnika w fazie gazowej mieszaniny

Obliczenia równowagowe wygodnie jest prowadzić dla jednostkowej ilości substancji w układzie, tzn. dla jednego mola mieszaniny, czyli N = 1 [mol]. Korzystając z tego założenia, równanie (2-13) przyjmuje postać: zi = Lxi + Vyi

(2-14)

Wstawiając równanie (2-1) do równania (2-14) w celu wyeliminowania z tego równania yi, otrzymamy: zi = Lxi + V(xiKi)

(2-15)

Wyznaczając z powyższego równania xi oraz korzystając z równania (2-8) w celu wyeliminowania wielkości L otrzymamy:

xi 

zi 1  V ( K i  1)

(2-16)

Stanislaw Nagy – Wybrane elementy termodynamiki gazu ziemnego

yi  Ponieważ

x i

i

1 i

y

i

zi  K i 1  V ( K i  1)

9

(2-17)

 1 , możemy zapisać, że:

i

y x i

i

i

0

(2-18)

i

Wiążąc ze sobą równania (2-16) i (2-17) ostatecznie otrzymujemy równanie Rachford’aRice’a w postaci:

f (V )   i

z i ( K i  1) 0 1  V ( K i  1)

(2-19)

Warunkiem istnienia dwóch faz w równowadze jest: f(1) < 0 i f(0) > 0

(2-20)

Stanislaw Nagy – Wybrane elementy termodynamiki gazu ziemnego

Pb Ciśnienie



Ciecz



ziK

i

10

ziK

i

1

i

1

CP

i

2 - fa zy



ziK

i

zi



K

i

 1 i

1

i

 i



Pd

i

zi K

zi K

1 i

1 i

Gaz

temperatura

Rys. 2-1. Krzywe nasycenia układu

2.2

Wyznaczenie stałej równowagi układów rzeczywistych

Dla układów doskonałych stała równowagi Ki jest funkcją ciśnienia układu P i temperatury T. W układach rzeczywistych występuje jednak, zwłaszcza w fazie ciekłej, wzajemne oddziaływanie na siebie poszczególnych składników układu, co ma wpływ na warunki równowagi. Wpływ ten możemy zapisać w następującej postaci: Ki = f(P, T, z1, z2,…, zn) Istnieje wiele sposobów wyznaczania stałych rzeczywistych, od prostych do bardzo skomplikowanych.

2.2.1

(2-21) równowagi

fazowej

układów

Korelacje empiryczne

Wpływ składu układu na wielkości stałych równowagi Ki składników uwzględnia się za pomocą tzw. ciśnienia zbieżności. Dla pewnego ciśnienia zwanego ciśnieniem zbieżności krzywe równowagi zbiegają się w jednym punkcie, który odpowiada wartości stałej równowagi Ki = 1. Tak więc przez ciśnienie zbieżności rozumie się ciśnienie, przy którym stałe równowagi wszystkich składników układu są równe jedności, a więc zatracają się indywidualne różnice pomiędzy składnikami. Przy opracowaniu wyników doświadczalnych zauważono, że zwiększenie ciśnienia powoduje zmniejszanie się stałej równowagi do pewnego minimum, po czym, niezależnie od własności składnika następuje jej wzrost, przy czym wartością graniczną jest jeden.

Stanislaw Nagy – Wybrane elementy termodynamiki gazu ziemnego

11

Ciśnieniem, przy którym to następuje jest właśnie ciśnienie zbieżności. Wielkość ciśnienia zbieżności zależy od składu układu. Istnieje kilka metod wyznaczania ciśnienia zbieżności. Najprostszą z nich jest zaproponowana przez instytut amerykański Natural Gasoline Association of America metoda graficzna zwana metodą NAGA. Istotą metody jest zastąpienie układu rzeczywistego przez hipotetyczny układ dwuskładnikowy. Przy ciśnieniach nieprzekraczających 35 MPa dość dobre wyniki uzyskuje się na podstawie monogramu zaproponowanego przez F. W. Winna. Składa się on z siatki izoterm i izobar odpowiadających temperaturze i ciśnieniu układu oraz z drobinki nomograficznej do odczytania stałych równowagi fazowej.

2.2.2

Korelacje w oparciu o równanie stanu

Dla rzeczywistych układów dwufazowych, warunkiem koniecznym istnienia równowagi ciecz/para przy stałym ciśnieniu i temperaturze jest posiadanie przez dany układ minimum energii swobodnej Gibbsa, co oznacza równość fugatywności poszczególnych składników w każdej fazie roztworu. Matematycznie warunki równowagi zapisuje się w postaci: T = TL = TV

(2-22)

P = PL(VL, T, xi) = PV(VV, T, yi)

(2-23)

fLi(P, T, xi) – fVi(P, T, yi) = 0

(2-24)

Fugatywnością (lotnością) danego gazu nazywa się taką funkcję koncentracji, temperatury i ciśnienia, która pozwala zależności termodynamiczne dla gazu idealnego stosować dla gazu rzeczywistego podstawiając ją w miejsce ciśnienia. Tym sposobem fugatywność wyraża ciśnienie efektywne. Dla gazu idealnego potencjał termodynamiczny określony jest równaniem: G = Go + RT ln(P)

(2-25)

a dla gazu rzeczywistego: G = Go + RT ln(f)

(2-26)

W konsekwencji stosowania zależności wynikających z równań Maxwella dla potencjału termodynamicznego (dG = Vdp), wzór na fugatywność otrzymujemy w postaci:

 RT  RT ln( f )  RT ln( P)     V dp p  0 P

(2-27)

Stanislaw Nagy – Wybrane elementy termodynamiki gazu ziemnego

12

Oczywiście dla gazu idealnego fugatywność równa się wartości ciśnienia. W obszarach, dla których odchyłki gazu rzeczywistego od doskonałego są stosunkowo niewielkie, dla fugatywności z dostateczną dokładnością można stosować wzór: f 

P Pid

(2-28)

w którym: P -rzeczywiste ciśnienie gazu w danych warunkach Pid –ciśnienie, jakie miałby gaz dla danych V i T w oparciu o równanie gazu idealnego W przypadku fazy ciekłej i fazy gazowej fugatywność i-tego składnika jest wyznaczana z równania stanu poprzez współczynnik fugatywności  :  f   1 ln  i  ln  i       i  p  v  RT

 p    ni

 pv 1    dv  ln RT  T ,v , n j v 

gdzie: n -liczba moli i-tego składnika w opisywanej (ciekłej lub gazowej) fazie  p    -pochodna wyznaczana z równania stanu  ni  T ,v , n j

Ogólna postać równania stanu Penga-Robinsona (PR-EOS): p

RT a  v  b (v   1b)(v   2 b)

(2-30)

Parametry równania PR:

R 2Tci a ci   a Pci

bi   b

2

(2-31)

RTci Pci

(2-32)

mi  d 0  d1 i  d 2 i2   T   i  1  mi 1  ci  T   

(2-33) 2

(2-34)

(2-29)

Stanislaw Nagy – Wybrane elementy termodynamiki gazu ziemnego

13

Parametry „mieszania” równania stany Penga-Robinsona:

am    j  i a i a j  n

n

0.5

j 1 i 1

1  k 

(2-35)

ij

n

bm    i bi

(2-36)

i 1

A

ap R 2T 2

(2-37)

B

bp RT

(2-38)

Równanie stanu PR zapisane ze względu na Z: f(Z)=Z3+(B-1)Z2+(A–3B2-2B)Z–(AB–B2–B3)=0

(2-39)

Warunek minimum fugatywności stanowi kryterium przy wyborze pierwiastka równania (2-39) jako współczynnika ściśliwości odpowiedniej fazy. Jeżeli równanie (2-39) posiada więcej niż jeden nieujemny pierwiastek rzeczywisty, to wybierany jest ten, dla którego fugatywność rozpatrywanej fazy będzie najmniejsza.

Z ogólnego równania definiującego fugatywność parcjalną i-tego składnika. Dla równania stanu PR otrzymujemy:  f  b ( Z  1) ln( i )  ln  i   i  ln( Z  B)  bm  pi     A   2 2B  

  n   2   j (ai a j i j )0.5 (1  kij )   j 1   bi  ln  Z  2.414 B     am bm   Z  0.414 B   

W powyższych równaniach współczynniki liczbowe przybierają postać: Ωa=0,457240, Ωb=0,07780, d0=0,37464, d1=1,54226, d2=-0,22992.

(2-40)

1 1  2 ,  2 1  2 ,

Stanislaw Nagy – Wybrane elementy termodynamiki gazu ziemnego

14

2.3 Ogólna postać równania stanu gazu rzeczywistego

Daje się zauważyć, że prawie wszystkie kubiczne równania stanu gazu rzeczywistego mogą być wyrażone za pomocą uogólnionej formy przez następujące cztery stałe równania:

P

RT a  2 V  b V  ubV  wb 2

(2-41)

Parametry u i w przyjmują odpowiednie wartości w zależności od równania stanu, jakie chcemy uzyskać z powyższej uogólnionej formy (2-41). Po wstawieniu wartości u i w do równania (2-41) i po krótkiej redukcji uzyskamy konkretną postać interesującego nas równania stanu. Tablica 2-1. Stałe uogólnionej postaci równania stanu Typ równania stanu Van der Waals Redlich-Kwong Soave-Redlich-Kwong Peng-Robinson Heyen Kubiczne Patel-Teja Schmidt-Wenzel Yu-Lu

u 0 1 1 2 1-w f(ω) 1-w 1-w f(ω)

w 0 0 0 -1 f(ω,b) u2/4 f(ω) f(ω) u-3

Równanie (2-41) zapisane dla współczynnika ściśliwości Z przybiera postać: Z3+(UB–B-1)Z2+(WB2–UB2–UB+A)Z-(WB3+WB2+AB)=0

(2-42)

Równanie dla współczynnika fugatywności przybiera postać:

ln  i 

 bi b   2 A ( Z  1)  ln( Z  B)   i  i   2  0.5 bm bm   (U  4W ) B  

 2Z  B[U  (U 2  4W ) 0.5 ]  ln  2 0.5   2Z  B[U  (U  4W ) ]  gdzie:

(2-43)

Stanislaw Nagy – Wybrane elementy termodynamiki gazu ziemnego

 i   [ j (ai a j i j ) 0.5 (1  k ij )]

15

(2-44)

j

   [ j  i (a j ai j i ) 0.5 (1  k ij )] j

(2-45)

i

2.4 Wpływ niepewności określania składu węglowodorów ciężkich C7+ na parametry termodynamiczne.

Płyn

złożowy

stanowi

złożoną

mieszaninę

wieloskładnikową,

której

scharakteryzowanie wymaga wysokiej precyzji zarówno w stosowanych metodach pomiarowych jak i obliczeniowych. Jest powszechnie wiadomym, że niewielkie zmiany w wynikach analizy chemicznej gazu czy też w parametrach równań stanu mogą spowodować bardzo duże różnice w parametrach określających podstawowe własności termodynamiczne płynu złożowego. Do podstawowych własności termodynamicznych płynu złożowego należą:  Temperatura krytyczna  Ciśnienie krytyczne  Krytyczna temperatura kondensacji zwana temperaturą lub punktem krikodentermu,  Krytyczne ciśnienie kondensacji zwane ciśnieniem lub punktem krikodenbaru. Krytyczna temperatura kondensacji jest to maksymalna temperatura przy której możliwe jest jeszcze współistnienie fazy gazowej i ciekłej. Punkt na krzywej rosy, któremu odpowiada krytyczna temperatura kondensacji

Stanislaw Nagy – Wybrane elementy termodynamiki gazu ziemnego

nazywany jest punktem krikodentermu.

Krytyczne ciśnienie kondensacji określa wartość maksymalnego ciśnienia przy którym mogą współistnieć w stanie równowagi dwie fazy: gazowa i ciekłą. Punkt ten może

leżeć na krzywej rosy lub też na krzywej wrzenia.

Przynależność tego punktu do jednej z tych krzywych zależy od położenia punktu krytycznego, o czym decyduje skład mieszaniny. Jednym z najważniejszych parametrów termodynamicznych mieszaniny węglowodorów jest krytyczna temperatura kondensacji, ponieważ parametr ten w sposób jednoznaczny określa wartość temperatury powyżej której gaz ziemny może występować tylko w

postaci fazy gazowej bez względu na

ciśnienie panujące w układzie. Gaz ziemny wydobywany ze złóż zawiera znaczne ilości węglowodorów ciężkich. Węglowodory te musza zostać usunięte z gazu w takim stopniu, aby w warunkach temperatury i ciśnienia, przy których gaz przesyłany jest gazociągiem, nie zachodził proces kondensacji tych węglowodorów. Niewielki wzrost stężenia węglowodoru o liczbie atomów węgla równej lub większej od 10 ma bardzo duży wpływ na temperaturę kondensacji węglowodorów przy danym ciśnieniu. Przykładowo, wzrost stężenia dodekanu w gazie bazowym tylko o 1 ppm powoduje, że krytyczna temperatura kondensacji gazu wzbogaconego w dodekan jest większa od krytycznej temperatury kondensacji gazu bazowego o około 15oC. Obecność ciężkich frakcji węglowodorów jest charakterystyczne dla złóż gazokondensatowych.

16

Stanislaw Nagy – Wybrane elementy termodynamiki gazu ziemnego

17

2.5 Wpływ niepewności określania składu węglowodorów ciężkich C7+ na eksploatacje złoża gazokondensatowego

Niepewność określania składu płynu złożowego (szczególnie frakcji C7+) ma również wpływ

na przebieg eksploatacji

złoża gazokondensatowego.

Eksploatacja złóż gazokondensatowych, znacznie różni się od eksploatacji złóż ropy naftowej czy złóż czysto gazowych. Osobliwością takich złóż jest to, że dla ich odkrycia występują trudności, ponieważ system złożowy znajduje się w pełni lub prawie w pełni w stanie pary (krytyczna temperatura systemu jest niższa od temperatury złożowej). Z tego powodu dla optymalnego projektowania eksploatacji złóż gazo-kondensatowych, należy znać właściwości mieszaniny gazo-kondensatowej. W procesie eksploatacji złóż gazowo-kondensatowych pojawiają się swoiste problemy w samych złożach oraz w instalacjach powierzchniowych, np.tak zwana wsteczna kondensacja, czyli wykraplanie się cięższych węglowodorów przy spadku ciśnienia w złożu, wywołuje następujące zjawiska:  pojawienie się ciekłych węglowodorów w porach skały, a zwłaszcza w strefie przyodwiertowej, co powoduje zmniejszenie przepuszczalności złoża;  wykraplanie się węglowodorów ze zmiennym natężeniem, co powoduje zmianę zawartości tych węglowodorów w gazie wydobywanym na powierzchnię; 

obciążenie słupa gazu w odwiercie kondensatem, a przy niedostatecznej prędkości przepływu w rurach wydobywczych, gromadzenie się kondensatu na spodzie odwiertu.

Sprawą fundamentalną jest pobieranie reprezentatywnych próbek mieszaniny

Stanislaw Nagy – Wybrane elementy termodynamiki gazu ziemnego

18

gazo-kondensatowej bezpośrednio po udostępnieniu złoża. Badania fizykochemiczne tych próbek umożliwiają sporządzenie krzywych przejść fazowych.

3 Klasyfikacja złóż węglowodorów

Układy węglowodorowe występujące jako naturalne złoża kopalin mogą znajdować się w różnych warunkach równowagowych. Układy te mogą znajdować się w złożu

jako systemy jedno- i dwufazowe.

W układzie

jednofazowym występują zawsze złoża gazowe, złoża gazowo-kondensatowe oraz ropne występują jako jednofazowe powyżej krzywej nasycenia1. Przedstawiony podział złóż uzależniony jest od parametrów składu oraz temperatury złożowej. Położenie temperatury złożowej względem punktów kryterialnych: C-krytycznego i CT-krikondentermu determinuje o ustaleniu typu złoża węglowodorowego: a) złoże ropne którego temperatura krytyczna jest wyższa od temperatury złożowej b) złoże gazowo-kondensatowe, o temperaturze krytycznej wyższej od złożowej, ale niższej od złożowej temperatury krikondentermu. Punkt krikondentermu zdefiniowany jest jako punkt odpowiadający maksymalnej temperaturze na krzywej nasycenia układu węglowodorowego c) “c” złoże gazowe, którego zarówno temperatura krytyczna jak i temperatura kriokodentermu są niższe od temperatury złożowej. d) złoże ropne z czapą gazową – posiadające dwie krzywe nasycenia: ropa naftowa nasycona ( C1, Ct1) oraz gaz czapy (gaz nasycony) (C2, Ct2).

1

Pojęcie stanu nasycenia płynu złożowego jest umowne. W

szczególności ciśnienie nasycenia w zadanym punkcie złoża jest funkcją wielu zmiennych np. r, R, k, h, ...

Stanislaw Nagy – Wybrane elementy termodynamiki gazu ziemnego

Typ złoża musi być określony w początkowej fazie eksploatacji złoża. Jest on decydującym czynnikiem wpływającym na zasadnicze decyzje związane z eksploatacją i rozwiercaniem złoża. Metody poboru próbki płynu złożowego, typ wyposażenia wgłębnego i napowierzchniowego , obliczenia odnośnie zasobów geologicznych i wydobywalnych i ewentualny wybór metod wtórnych zależą od typu płynu złożowego. W inżynierii złożowej definiuje się następujące cztery lub pięć typów płynu złożowego2: ropa naftowa, (typowa (black oil) lub lekka ropa naftowa (volatile oil)), gaz kondensatowy (retrograde gas), gaz kondensujący (wet gas) i gaz bezgazolinowy (suchy) (dry gas). Dodatkowo wydzielić można układy bardziej złożone: ropa naftowa z czapą gazową, ropa naftowa z czapą gazową kondensatową.

19

Stanislaw Nagy – Wybrane elementy termodynamiki gazu ziemnego

Rys. 3.1 Podział złóż w zależności od składu i temp. złożowej

Oprócz tych dwóch tradycyjnych klasyfikacji znana jest klasyfikacja rozszerzona (Smith, Tracy, Farrar, 1992) ujmująca dwa dodatkowe płyny złożowe bituminów (bituminen) (4