НАФТНО ГАСНИ КОМПЛЕКСИ - tfzr.rs · 1 Индустријско...
TRANSCRIPT
1
Индустријско инжеnjерство у експлоатацији нафте и гаса
НАФТНО-ГАСНИ КОМПЛЕКСИ
Вер.1
Др. Радослав Д. Мићић, доц
Технички факултет „Михајло Пупин“ Зрењанин
2
SADRŢAJ:
1. UVOD ........................................................................................................ 4
1.1 Iz istorije nafte i prirodnog gasa ..................................................................................... 4
1.2 Svetske rezerve nafte i gasa ............................................................................................. 5
2. Prirodne bitumije ................................................................................. 13
2.1. Klasifikacija kaustobiolita i bitumija .......................................................................... 14
2.2. Petrobitumije ..................................................................................................................... 15
3. Teorijski uvod vezan fenomene gasnih i tečnih ugljovodonika ..... 16
3.1. Nauka koja se bavi proučavanjem fizičkih promena ............................................... 16
3.2. Osnovi tehnologije-prirodni zakoni ............................................................................. 20
3.3. Osnovni pojmovi mehanike ............................................................................................ 23
3.3.1. Njutnovi zakoni ............................................................................................................ 23
3.3.2. Dimenzije i merne jedinice .......................................................................................... 24
3.3.2.1. Dimenzije .............................................................................................................. 24
3.3.2.2. Merne jedinice ...................................................................................................... 24
3.3.2.3. Internacionalni sistem (SI) .................................................................................. 24
3.3.2.4. Osnovne i izvedene jedinice ................................................................................. 25
4. Zakonitosti i jednačine koje određuju karakteristike gasova....... 27
4.1. Boyleov zakon .................................................................................................................... 27
4.2. Gay-Lussacov zakon. ........................................................................................................ 28
4.3. Avogadrov zakon ............................................................................................................... 28
4.4. Zakon idealnog gasa ......................................................................................................... 29
4.5. Opšta i individualna gasna konstanta ......................................................................... 29
4.6. Molarna masa, molarna zapremina, Avogadrov broj ............................................... 30
4.7. Daltonov zakon .................................................................................................................. 32
4.8. Amagatov zakon ................................................................................................................ 33
4.9. Osnovna i najvažnija zapreminska karakteristika fluida ...................................... 33
5. Gasovite petrobitumije-gasovi ............................................................ 36
5.1. Sastav i fizička svojstva gasa ......................................................................................... 36
5.2. Prednosti i nedostaci naftnih gasova .......................................................................... 37
5.3. Poreklo, geneza i tipovi ležišta PNG ............................................................................ 37
5.3.1. Klasifikacija leţišta prirodnog naftnog gasa .............................................................. 38
Izolovana gasna leţišta. ....................................................................................................... 38
Gasno-naftna leţišta ............................................................................................................. 38
Gasno-kondenzatna leţišta .................................................................................................. 39
5.3.2. Terminologija ................................................................................................................ 39
5.3.3. Sastav i fizičko hemijska svojstva prirodnih gasova ................................................. 40
5.3.3.1. Osobine prirodnih naftnih gasova ....................................................................... 40
5.3.3.2. Ugljovodonici u prirodnim naftnim gasovima .................................................... 41
3
5.3.3.3. Neugljovodonici u prirodnim naftnim gasovima ................................................ 41
5.3.3.4. Sastav prirodnih gasova iz leţišta u Svetu ......................................................... 42
5.3.3.5. Sastav prirodnih gasova iz leţišta u Rusiji ........................................................ 42
5.3.3.6. Sastav prirodnih gasova iz leţišta u Vojvodini .................................................. 43
5.3.4. Fizičko-hemijske karakteristike ugljovodoničnih gasova .......................................... 44
5.3.5. Rastvorljivost gasa u nafti i vodi ................................................................................. 47
5.3.6. Pritisak zasićenje naftnog gasa ................................................................................... 48
5.3.7. Hemijski sastav PNG iz gasno-kondenzatnih leţišta ................................................ 49
5.3.8. Hemijski sastav kaptaţnih naftnih gasova ................................................................ 49
5.3.9. Poreklo i osobine neugljovodonika u PNG .................................................................. 50
Ugljendioksid ........................................................................................................................ 50
Voda ....................................................................................................................................... 50
Ugljena kiselina .................................................................................................................... 50
Vodoniksulfid. ....................................................................................................................... 50
Merkaptani. ........................................................................................................................... 51
Etilmerkaptan ....................................................................................................................... 52
Ţiva ........................................................................................................................................ 52
Аzot. ....................................................................................................................................... 52
Plemeniti gasovi. ................................................................................................................... 52
5.3.10. Fizičke osobine prirodnih naftnih gasova ................................................................... 52
Gustina naftnih gasova ........................................................................................................ 52
Relativna gustina naftnih gaoova........................................................................................ 52
Toplota saporevanja naftnih gasova .................................................................................... 52
Vlaţnost prirodnih naftnih gasova. ..................................................................................... 53
Tačka rose ............................................................................................................................. 54
5.3.11. Kretanje rezervi PNG u svetu ..................................................................................... 54
5.3.11.1. Lokacije super gigantskih gasnih polia .............................................................. 54
5.3.12. Drţave i regije sa najvećim rezervama gasa u periodu 1982/1992 ........................... 55
5.3.13. Prognoze za otkrivanje novih rezervi PNG ................................................................ 58
5.3.14. Tokovi proizvodnje PNG u svetu ................................................................................. 58
5.4. Korekcije za realne gasove ............................................................................................. 61
5.5. Jednačina stanja realnog gasa (JS, engl. compressibility real gas equation) .... 61
5.6. Zapreminski faktor realnog gasa (Bg). ......................................................................... 62
5.7. Zakon (načelo) korespondentnih stanja (ZKS) .......................................................... 62
5.8. Generalizovana korelacija za određivanje Z-faktora smese .................................. 63
6. MEHANIKA FLUIDA ............................................................................ 65
6.1. Pojam i priroda fluida...................................................................................................... 65
6.2. Klasifikacija fluida na njutnovske i nenjutnovske fluide ....................................... 69
6.3. Statika fluida ...................................................................................................................... 70
6.3.1. Masene i površinske sile .............................................................................................. 70
6.3.2. Hidrostatički pritisak................................................................................................... 70
4
6.3.3. Ojlerove diferencijalne jednačine ravnoteţe ............................................................... 71
6.3.4. Bilans sila za ukupnu zapreminu ............................................................................... 72
6.3.5. Paskalov zakon ............................................................................................................. 72
6.3.6. Sile hidrostatičkog pritiska ......................................................................................... 73
6.3.6.1. Hidrostatička sila na dno posude ........................................................................ 73
6.4. Hidrodinamika fluida. Zakon kontinuiteta ................................................................ 76
6.5. Režimi strujanja fluida .................................................................................................... 77
6.6. Ekvivalentni prečnik međucevnog prostora ............................................................. 79
6.6.1. Strujanje kroz cevne vodove ........................................................................................ 80
6.7. Bernulijeva teorema ......................................................................................................... 81
6.7.1. Primena Bernulijeve teoreme na strujanje idealnih i realnih fluida ....................... 81
6.7.2. Primena Bernulijeve teoreme na gasove .................................................................... 86
6.7.3. Primjena Bernulijeve jednačine na merenje brzine strujanja .................................. 87
6.7.3.1. Direktna merenja ................................................................................................. 88
6.7.3.2. Dinamička merenja .............................................................................................. 88
6.8. Tečne petrobitumije-nafta .............................................................................................. 94
6.8.1. Sastav i fizičko hemijske karakteristike nafte ........................................................... 94
6.8.1.1. Parafini ................................................................................................................. 94
6.8.1.2. Cikloparafini ......................................................................................................... 95
6.8.1.3. Аromati ................................................................................................................. 95
6.8.1.4. Hibridni ugljovodonici .......................................................................................... 96
6.8.1.5. Heteroatomska jedinjenja .................................................................................... 96
6.8.1.6. Sumporna jedinjenja ............................................................................................ 96
6.8.1.7. Аzotna jedinjenja .................................................................................................. 97
6.8.1.8. Jedinjenja kiseonika ............................................................................................ 97
6.8.1.9. Metali .................................................................................................................... 98
6.8.2. Fizičko-hemijske karakteristike nafte ........................................................................ 99
6.8.2.1. Površinski napon .................................................................................................. 99
6.8.2.2. Gustina.................................................................................................................. 99
6.8.2.3. Viskozitet ............................................................................................................ 101
Dinamički viskozitet ........................................................................................................... 101
Kinematski viskozitet ......................................................................................................... 104
Indeks viskoziteta ............................................................................................................... 105
6.8.2.4. Kretanje fluida i sile koje se javljaju tokom kretanja ...................................... 105
6.8.2.5. Ne-Њutnovske tečnosti ...................................................................................... 106
6.8.2.6. Stišljivost nafte ................................................................................................... 108
6.8.3. Toplotne karakteristike ............................................................................................. 108
6.8.3.1. Nisko temperaturne karakteristike .................................................................. 108
a. Tačka zamućenja ............................................................................................................ 108
b. Točka tečenja (ili stinjavanja) ........................................................................................ 108
c. Točka smrzavanja ........................................................................................................... 109
5
d. Filtrabilnost .................................................................................................................... 109
6.8.3.2. Visoko temperaturne karakteristike ................................................................ 109
a. Toplotna vrednost, toplotna moć, toplota sagorevanja ................................................. 109
b. Isparljivost ...................................................................................................................... 109
c. Tačka paljenja ................................................................................................................. 109
d. Tačka gorenja .................................................................................................................. 109
6.8.3.3. Destilacija ........................................................................................................... 110
6.8.3.4. Аnilinska tačka .................................................................................................. 110
6.8.4. Dielektrična svojstva nafte ........................................................................................ 110
6.8.5. Optička svojstva ......................................................................................................... 110
a. Indeks refrakcije ............................................................................................................. 110
b. Refrakcijska disperzija ................................................................................................... 111
c. Specifična refrakcija ....................................................................................................... 111
6.8.6. Razlike u osobinama nafte u okviru naftnog sloja ................................................... 111
6.8.7. Klasifikacija i karakterizacija nafte ......................................................................... 112
6.8.7.1. Empirijska karakerizacija nafte........................................................................ 112
a. Karakterizacioni broj (K) ............................................................................................... 112
b. Indeks korelacije (Ik) ...................................................................................................... 112
6.8.7.2. Strukturno-grupna analiza................................................................................ 112
6.8.7.3. Podela nafti na osnovu grupnog sastava .......................................................... 113
7. Sastav i fizičko hemijske karakteristike slojne vode .................... 114
7.1. Fizičko-hemijske karakteristike slojne vode ........................................................... 115
7.1.1. Gustina ....................................................................................................................... 117
7.1.2. Viskozitet .................................................................................................................... 117
7.1.3. Koeficient toplotne ekspanzije ................................................................................... 118
7.1.4. Faktor kompresibilnosti ............................................................................................ 118
7.1.5. Zapreminski koeficient .............................................................................................. 118
7.1.6. Soli slojnih voda-elektroliti ........................................................................................ 118
8. Bušenje ................................................................................................. 120
9. Osnovne postavke i delovi postrojenja za bušenje ......................... 123
9.1. Bušaća postrojenja ......................................................................................................... 123
9.1.1. Tehnološki proces bušenja ..................................................................................... 123
9.1.2. Rotaciona dleta ....................................................................................................... 124
9.1.3. Opterećenje na dleto .............................................................................................. 125
9.1.4. Uklanjanje razrušenih čestica (reznica) ............................................................... 125
9.1.5. Bušaća postrojenja ................................................................................................. 125
9.2. Toranj ................................................................................................................................. 125
9.2.1. Pogonski sastav .................................................................................................. 126
9.2.3. Prenosnici ........................................................................................................... 126
9.3. Sistem za manipulaciju alatima .................................................................................. 127
9.3.1. Dizalica ............................................................................................................... 127
6
9.3.2. Sistem koturača .................................................................................................. 129
9.3.3. Bušaće uţe .......................................................................................................... 129
9.3.4. Sistem bušaćih alatki ......................................................................................... 130
9.3.5. Isplačna glava ..................................................................................................... 130
9.3.6. Radna šipka i rotacioni sto ................................................................................ 131
9.3.7. Bušaće alatke...................................................................................................... 132
9.3.8. Dleta .................................................................................................................... 132
9.3.9. Sistem za ispiranje ............................................................................................. 133
9.3.10. Fluid za ispiranje (isplaka) ................................................................................ 134
9.3.11. Bazeni i isplačne sisaljke ................................................................................... 134
9.3.12. Vibracijona sita .................................................................................................. 135
9.3.12. Sustem za kontrolu ušća bušotine .................................................................... 135
9.3.13. Preventerski sistem ........................................................................................... 135
9.3.14. ― Koomey‖ uređaj ................................................................................................ 136
9.3.15. Podesiva mlaznica (Choke) ................................................................................ 136
9.3.16. Odvajači gasa ...................................................................................................... 137
9.3.17. Pomoćna sredstva ............................................................................................... 137
10. Priprema nafte i gasa za transport ................................................. 139
10.1. Fazni dijagram ................................................................................................................ 139
1.2.1 Laka i teška nafta .......................................................................................................... 141
10.2. Tehnološka šema procesa sabiranja i primarne obrade nafte i gasa ................ 142
10.3. Sastav nafte i gasa .......................................................................................................... 143
1.2.2 Opis leţišnih fluida ........................................................................................................ 144
1.2.2.1 Osnovna svojstva ugljovodonika koja utiču na projektovanje procesa su : .... 144
1.2.3 Priprema nafte za transport .......................................................................................... 145
1.2.4 Odsoljavanje nafte .......................................................................................................... 146
1.2.5 Uređaji za izdvajanje nafte iz leţišne vode ................................................................... 146
1.2.6 Uređaji za pripremu vode .............................................................................................. 146
1.2.7 Separatori ....................................................................................................................... 146
1.2.7.1 Princip rada separatora ..................................................................................... 147
1.2.7.2 Osnovni delovi separatora ................................................................................. 147
1.2.7.3 Podela separatora ............................................................................................... 148
1.2.7.4 Različiti tipovi separatora, po nameni .............................................................. 149
1.2.8 Priprema prirodnog gasa za transport ......................................................................... 149
4
1. UVOD
1.1 Iz istorije nafte i prirodnog gasa
Ljudi su se upoznali sa naftom pre više od 4000 godina.
U osvit civilizacije, nafta nije igrala veliku ulogu u svakodnevnom ţivotu i tehnologiji. Na
osnovu istorijskih podataka, moţe se zaključiti da su naftu koristili Grci, Egipćani i Asirci, i
to uglavnom za medicinske svrhe u građevinarstvu (asfalt), u proizvodnji mastila, i za vojnu
namenu ("Grčka vatra"), kao i za rasvetu i podmazivanje točkova na kolima
Kao jeftin izvor za dobijanje goriva i naftnih derivata, nafta se koristi, tek, u poslednjih sto
godina. U ovom trenutku, razvoj tehnologije i industrije ne moţe se zamisliti bez upotrebe
nafte i proizvoda koji se dobijaju njenom preradom.
Od nafte se proizvodi gorivo za motore sa unutrašnjim sagorevanjem, gorivo za gasne
turbine i kotlove, ulja za podmazivanje, bitumen za kolovoze, čađ za gumarsku industriju,
koks za elektrode, kao i mnogi drugi industrijski proizvodi i roba široke potrošnje.
Prirodni gas, gasni kondenzat (Associated petroleum gas (APG)), rafinerijski gas, aromatski
ugljovodonici, tečni i čvrsti parafini – koriste se kao sirovina u petro-hemijskoj industriju.
Od relativno jeftinih sirovina, kao što su nafta i gas, proizvodi se sirovina za polimere,
sintetička vlakna, gume, deterdţenti, alkoholi, aldehidi, i mnogi drugi vredni materijali.
Razvoj naučno-tehničke baze čovečanstva, na osnovu koje se istraţuju i puštaju u rad
najveće rezerve nafte i gasa zasniva se na postizanju napretka u oblasti fizike naftno-
gasnog sloja. Dobijeni novi podaci o naftim i gasnim rezervoarima, kolektorskim i
filtracionim osobinama stena (poroznosti, propustljivost, zasićenju, elektroprovodljivosti),
fizičkim osobinama rezervoara tečnosti i gasova, kao i faznom satavu ugljovodoničnih
sistema, su podaci koji se uspešno se koriste u praksi.
Napredak u oblasti fizike nafno-gasnog sloja, kroz savremeniji sistem projektovanja,
sistema za eksploataciju, omogućuje kompetentniji rad u istraţivanju nafte i gasa, kao i
razvoj i implementaciju novih metoda za povećanje mogućnosti eksploatacije naftnih i
gasnih zaliha.
Moderni inţenjeri-naftaši, koji se bave racionalnim razvojem naftnih i gasnih polja, moraju
biti upoznati sa geološke građom zamljišta (stena), njegovim fizičkim karakteristikama,
fizičkim i fizičko-hemijskim osobinama nafte, gasa i vode, zasićenja stena; i na osnovu
svega toga treba da budu u stanju da pravilno obrade i procene podatke dobijene na osnovu
istraţnih radnji vezanih za naftno-gasni sloj (rezervoar) i tokom kasnije eksploatacije. Ovi
podaci omogućavaju nam da utvrdimo početne rezerve ugljovodonika u rezervoaru. Oni su
neophodni za objektivno prikazivanje procesa koji se dešavaju u rezervoaru u različitim
fazama eksploatacije. Na osnovu ovih sloţenih informacija, zasnovano je i projektovanje
načina eksploatacije terena, i izbor različitih metoda veštačkog uticaja na rezervoar,
ukoliko se utvrdi da su neophodne.
5
1.2 Svetske rezerve nafte i gasa
Svetske rezerve nafte i gasa su jedan od najdragocenijih izvora energije kojima današnje
čovečanstvo raspolaţe. One su smeštene u različitim leţištima na celoj Zemlji, no njihova
raspodela nije ravnomerna.
Izraz rezerve nafte odnose se na količinu nafte u leţištu (engl. " Original Oil In Place") koje
se mogu u datom trenutku pridobiti uz pozitivnu ekonomsku računicu. U skladu sa time,
nafta se ne smatra rezervom ako je nije moguće ekonomski pridobiti, tj. Ako su troškovi
pridobijanja veći od iznosa koji je moguće zaraditi sa dobijenim količinama.
Procena rezervi nafte zasniva se na izračunavanju geološkog i ekonomskog rizika. Oba
zajednički pokazuju verovatnoća da će posmatrane količine nafte biti moguće otkriti te
ekonomski pridobiti na površinu. U skladu sa time rezerve nafte se klasifikuju kroz
nekoliko sistema, zavisno o drţavi u kojima se klasifikacija sprovodi.
Posmatrajući prema zemljama koje su najveći proizvođači nafte u svetu moţe ih se izdvojiti
8 koje danas raspolaţu sa najvećim dokazanim rezervama nafte.
Slika 1: Zemlje sa najvećim rezervama nafte
Saudijska Arabija najpoznatiji je svetski proizvođač nafte sa pribliţno četvrtinom
svetskih rezervi te jednim od najniţih troškova proizvodnje po barelu. Proizvodi više od 4
gigabarela ili 4x109 barela (oko 600 miliona tona) svake godine (oko 17 tona svake sekunde)
i još dugo vremena predstavljaće najvećeg svetskog izvoznika nafte. U podzemlju se nalazi
još 262 gigabarela dokazanih rezervi nafte, što bi trebalo dostajati za oko 65 godina
proizvodnje. Saudijska Arabija ima oko 80 naftnih i gasnih polja, ali više od polovine rezervi
sadrţano je na 8 dţinovskih polja. Najveće takvo polje je Ghavar, koje daje više od četvrtine
proizvodnje cele zemlje.
Problem kod povećavanja ili čak odrţavanja proizvodnje u Saudijskoj Arabiji jeste da se
trenutna proizvodnja iz postojećih svake godine smanjuje za 5-12 posto, što upućuje na
potrebu otkrivanja novih rezervi i poboljšanja proizvodnih kapaciteta. Takođe i najveće
divovsko polje Ghawar, iz kojeg je od 1948. godine do danas proizvedeno više od polovine
6
količina nafte, počelo je iskazivati probleme kod iscrpka, to jest količina proizvedene vode
prema nekim informacijama veća je od količine pridobijene nafte.
Slična pojava zabeleţena je i na drugim poljima, koja sadrţe manje rezerve, ali sloţeniju
geološku građu. Dosada je taj problem rješavan na način da je podizana proizvodnja na
najvećem polju, ali u budućnosti to verovatno neće biti moguće. Saudijska Arabija, kao
najveći proizvođač na svetu, dominantno utiče na procenu svetskih pridobih rezervi nafte (i
gasa). Prema nekim predviđanjima proizvodnja te zemlje udvostručiće se u sledećih 20
godina na pribliţno 7 gigabarela u 2020., no s obzirom na prijašnje tvrdnje o padu
proizvodnje sa postojećim kapacitetima, verovatno će takvo povećanje zavisiti u prvom redu
o političkim potrebama, a ne o najracionalnijim naftnogeološkim mogućnostima leţišta.
Upravo zato, neki drugi analitičari uopšte ne otvaraju mogućnost povećanja sadašnje
proizvodnje koja iznosi oko 4 gigabarela po godini, ponajprije zbog "ispranosti" leţišta koje
je postignuto nametnutom previsokom proizvodnjom koja je podrţavana utiskivanjem
prevelikim količina slane vode u leţišta. Nadalje, broj bušotina na saudijskim poljima je
utrostručen, no znatnije povećanje iscrpka nije se dogodilo, što otprilike odgovara događaju
koji se zbio u Teksasu 1970-ih godina kada je počela da opada proizvodnja u SAD-u.
S druge strane, što je i očekivano, sluţbeni izvori u Saudijskoj Arabiji tvrde da je smanjenje
proizvodnje samo odgovor na smanjenju traţnju nafte na svetskom trţištu (što, naţalost, ni
jedan drugi proizvođač nije iskusio). Naravno, za tačne podatke o proizvodnji i njenu
predviđanju trebalo bi raspolagati s većim brojem merenih podataka koje drţavne agencije
najčešće smatraju poslovnom tajnom.
Kanada je jedan od najvećih proizvođača "crnog zlata", čija je konvencionalna proizvodnja
nafte imala maksimum davne 1973. No, proizvodnja nafte iz specifičnih peščara još raste, i
očekuje se porast najmanje do 2020. godine. Prema dokazanim naftnim rezervama, koje su
procenjene na 179,2 gigabarela (milijardi barela) u januaru 2007., nalazi se na drugom
mestu u svetu, odmah posle Saudijske Arabije. Više od 95% tih rezervi nalazi se u naftnim
Peščanici otkrivenim u pokrajini Alberti. Izraz naftni peščari (engl. "oil sands") ispravno je
prevesti i kao bitumen peščari, jer je reč o izuzetno velikim leţištima teške nafte i
bitumena, koje je posebnim postupcima moguće privesti proizvodnji "uobičajene" sirove
nafte. Veće količine nafte otkrivene su i proizvode se još u pokrajini Saskatchewan te u
priobalju (engl. “offshore”) Newfoundlanda. Ukupna proizvodnja nafte u Kanadi iznosila je
1,2 gigabarela (zabeleţeno u 2006.) što osigurava još oko 150 godina iskorišćavanja takvih
količina. Više od 99% izvezene nafte iz Kanada odlazi u SAD, i time ta zemlja postaje
najveći snabdevač Amerike tim energentom. S druge strane Kanada i uvozi naftu. Na
primer u 2006. godini proizvedeno je 1,2 gigabarela, uvezeno još 0,44 gigabarela, potrošeno
0,8, a izvezeno 0,84 gigabarela.
Postoje još dodatne velike količine od 174 gigabarela otkrivene u pokrajini Alberti,
uglavnom u litostratigrafskoj formaciji koja sadrţava naftne pijeske Athabasca, koje je
potvrdila i drţavna agencija. No, te se rezerve još uzimaju s oprezom jer je nafta uglavnom
sadrţana unutar bitumena (čvrsti oblik), a manjim delom u slobodnom tečnom stanju kao
sirova nafta. Ta, u biti, bitumenska leţišta su pre, upravo zbog svojih svojstava, nazvana i
katransko Peščanici (engl. "tar sands"), a otkrivena su još davno unutar rečnih korita koja
su erodirala naslage sve do delova bogatih bitumenom, izloţivši ga na površinu.
Iskorištavanja takvih leţišta, relativno loših rezervoarskih svojstava, postaje isplativo tek
7
uz primenu novih tehnologija i visokih cena nafte na svetskom trţištu. Zahvaljujući novim
metodama razrade leţišta, u Alberti proizvodnja nafte iz tih nekonvencionalnih izvora
sirova bitumena prešla je količine nafte Pridobive iz konvencionalnih naftnih leţišta sirove
nafte. Prema procenama drţavnih agencija do 2016. godine proizvodnja iz naftnih peščara
dostići će 86% ukupne proizvodnje, a Alberta će postati jednim od najvećih svetskih
proizvođača "crnoga zlata". Granica između sirova bitumena i sirove nafte svakako nije
čvrsta i svakako se pomera razvojem tehnologije. No, postupak se svodi na zagrevanje i
otapanje bitumena koji tada otpušta tekuće ugljovodonike. Kada je cena nafte oko 100
dolara po barelu čini razradu bitumenskih peščara i proizvodnju iz istih isplativom. Uz
takvu cenu, vrednost takvih leţišta svakako je velika, te je Royal Dutch Shell u godišnjem
izveštaju 2006. ustvrdio da dobit nakon oporezivanja gotovo dvostruko prelazi dobit od
prodaje sirove nafte i konvencionalnih leţišta. Takođe, od 2006. godine Kanada postaje
jedina velika članica OECD-a (engl. "Organisation for Economic Co-operation and
Development") čija je proizvodnja povećana (i to za 5-10%, a sličan rast se očekivao do 2020.
Godine, da nije došlo do pada cene nafte). U 2015 godini kada je cena nafte ispoid 60 dolara
po barelu, postavlja se pitanje isplativosti ove eksploatacije i proizvodnje.
Iran je druga zemlja po redu s obzirom na potvrđene konvencionalne rezerve sirove nafte
od 133 gigabarela (oko 10% svetskih rezervi). Ako se tu uključe i nekonvencionalne rezerve,
poput bitumena, tada i Kanada te Venezuela prelaze Iran. Prosečna proizvodnja iznosi oko
1,5 gigabarela na godinu i takvom bi se mogla odrţati sledećih 88 godina. To predstavlja
znatno smanjenje proizvodnje koja je odrţavana u vreme dok je Iranom vladao šah. Takođe,
SAD odrţava embargo na uvoz nafte iz Irana, štiteći se time od promena na trţištu koje
moţe uzrokovati drţavna regulacija Iranske proizvodnje. S druge strane manjak te nafte na
svetskom trţištu svakako uzrokuje povećanje njene cene. SAD odrţava i politički pritisak
na iranski nuklearni program, što budućnost Irana kao svetskog snabdevača nafte čini vrlo
nesigurnom.
Irak je zemlja sa trećim po redu konvencionalnim rezervama nafte, koje su procenjene na
112 gigabarela. Uprkos izuzetnim rezervama i niskim troškovima proizvodnja je vrlo mala,
zahvaljujući problemima nastalim zbog savezničke invazije te zemlje provedene 2003.
godine. U stvari proizvodnja je ograničena u najboljem slučaju na 0,5 gigabarela na godinu.
Budući da je politička nestabilnost zemlje izuzetna, u bliskoj budućnosti se ne očekuju
znatnije promene te količine.
Ujedinjeni Arapski Emirati i Kuvajt četvrto su svetsko područje najvećih
konvencionalnih rezervi nafte sa 98 (UAE) te 97 (Kuvajt) gigabarela. Zajednička
proizvodnja iznosi oko 1,8 gigabarela na godinu. Tim tempom proizvodnja se moţe odrţati
sledećih 100 godina. Područje Abu Dabija sadrţava oko 94 posto rezervi u UAE. S druge
strane u Kuvajtu je većina rezervi smeštena u polju Burgana (drugo najveće polje na svetu,
nakon saudijskog polja Ghawar).
Kuvajt teţi postići proizvodnju od 4 miliona barela na dan do 2020. godine, no polje Burgan
otkriveno je još 1938. i svrstava se u vrlo "zrela" polja što će svakako biti oteţavajuća
okolnost u tom cilju. Takođe, prema nekim podacima koji su nezvanično dostupni iz
kuvajtske naftne kompanije, dokazane i nedokazane rezerve u stvari predstavljaju samo
polovinu prikazanih te iznose 48 gigabarela, što je dovoljno za još 60 godina proizvodnje
sadašnjih količina.
8
Venecuela raspolaţe sa 77,2 gigabarela dokazanih naftnih rezervi, što su najveće rezerve
neke zemlju na Zapadnoj polulopti. Prema sadašnjim proizvodnim količinama, te rezerve će
dostajati za još 80 godina. No, Venecuela takođe raspolaţe sa nekonvencionalnim
rezervama nalik leţištima bitumena opisanim u Kanadi. U takvim leţištima dokazane su
količine od čak 1200 biliona barela što bi odgovaralo ukupnim svetskim konvencionalnim
rezervama. Oko 267 biliona barela moţe biti isplativo proizvedeno uz sadašnje cene i
tehnologiju kojom raspolaţemo. Takve rezerve sadrţane su u litostratigrafskoj formaciji
koja sadrţava katranske peščanike Orinoko (engl. "Orinoco tar sands”) koji su čak manje
viskozni od kanadskih bitumenskih peščara Athabasca. Time su dostupniji
konvencionalnim metodama proizvodnje, no takođe se nalaze na većim dubinama pa se ne
mogu dosegnuti površinskim kopovima poput velikih količina bitumena u Kanadi.
Zahvaljujući velikim dokazanim rezervama, posebno teške nafte, neke međunarodne
organizacije uvećale su Venezuelski rezerve za gotovo 350 biliona barela, čime ta zemlja
pretiče i Saudijsku Arabiju. S druge strane venecuelanski parlament prihvatio je povećanje
od 100 biliona barela, a nadleţno je ministarstvo potvrdilo povećanje od 12400000000
barela u području Faja del Orinoco. Količina Venezuelski proizvodnje znatno zavisi o
političkim faktorima u toj juţnoameričkoj zemlji. Drţava propagira proizvodnju od 3
miliona barela na dan, no neki drugi strani analitičari smatraju tu proizvodnju znatno
niţom. Takođe, veliki deo proizvodnje otpada na ekstra tešku naftu, koja se moţe i ne mora
pribrojiti konvencionalnim pridobivim količinama, što ponovo zavisi o vrsti klasifikacije.
Prema američkoj Agenciji za energentske informacije (engl. "Energi Information Agenci")
Venezuelski proizvodnja nafte u decembru 2006. godine iznosila je 2,5 miliona barela na
dan (oko 0,9 gigabarela na godinu), što je pad od 24% s obzirom na maksimum postignut
1997 (3.300.000 barela na dan). Venecuela deli 2. i 3. mesto najvećeg snabdevača SAD-a
isporučujući oko 1,5 miliona barela na dan u tu zemlju.
Sjedinjenje Američke Države maksimum proizvodnje dostigle su 1970. godine. Od 2005.
godine uvoz je dvostruko veći od domaće proizvodnje. Dokazane rezerve iznose nešto više od
21 gigabarela na kraju 2004. godine, što je pad od 46% u odnosu prema 1970. godini kada je
"knjiţeno" 39 gigabarela zahvaljujući istraţivanju Severne padine Aljaske (engl. "Alaska
North Slope") te otkriću nekoliko novih naftnih polja. Smatra se kako su najvaţnije rezerve
nafte u SAD-u otkrivene, te kako proizvodnja na brojnim poljima ide prema kraju procena
preostalih količina sve je tačnija.
U skladu sa time proizvodnja nafte iznosila je 4 gigabarela na godinu, no smanjila se na 1,6
gigabarela početkom 2006. S druge strane potrebe SAD-a iznose 7,3 gigabarela na godinu.
Razlika se pokriva uvozom ponajprije iz Kanade te drugih velikih proizvođača.
SAD ima najveću koncentraciju naftnih šejlova u svetu, čije rezerve su procenjene na 800
gigabarela Pridobive nafte (prema sadašnjoj potrošnji zadovoljava potrebe u sledećih 110
godina). Naţalost, proizvodnja iz takvih stena znatno je teţa i drugačija nego li nafte iz
konvencionalnih leţišta. Često se podrazumeva rudarenje, a takva teška nafta bogata je
kerogenom. Ipak, porastom cene nafte i takva proizvodnja postaje isplativa, a tehnologija
prerade naftnih Sejli u naftu poznata je još i srednjega veka.
Ipak, proizvodnja iz naftnih šejla u prvome će se redu događati u područjima Venecuele i
Kanade. Proizvodnja u Kanadi posebno je atraktivna za SAD, jer postoji ugovor o slobodnoj
trgovini NAFTA (engl. "North American Free Trade Agreement ").
9
U daljem tekstu često se spominjati izrazi "šejlovi" i "laporac" kao nazivi za pojedinačne
vrste stena. Iako se ponekad navode kao istoznačnice, te se posebno engleski izraz "šejl" kod
nas često prevodi s rečju "laporac" ti izrazi opisuju dve različite vrste stena. Laporac je
sedimentna stena sastavljena od čestica gline i kalcita u razmeri 25-75% do 75-25%. Šejl je
sitnozrnasti stena s tankom laminacijom i lisnatom teksturom, sastavljena od
siliciklastičnog materijala dimenzija zrna gline i praha.
Meksiko obuhvata količinu od oko 14 gigabarela rezervi nafte. Naravno, procene se
razlikuju od zainteresovane strane, tako da je meksička vlada u januaru 2006. objavila
podatak od čak 100 gigabarela, dok je u poznatom časopisu Oil and gas jounal taj podatak
smanjen na samo 12,9 gigabarela. Razlike proističu iz geoloških podataka, no i političkih
razloga. Ustavom je kao isključivi proizvođač nafte izabrana nacionalna kompanija Pemex,
iz čijih se prihoda finansira drţavni budţet (sa 60% poreza na prihod iz nafte). Kao rezultat
tako velikih davanja iz prihoda, kompanija Pemex nema dovoljno kapitala za istraţivanje i
razradu novih zaliha, a nema ni ustavno pravo sklapati ugovore sa stranim kompanijama.
Od 1979. godine najveći deo meksičke proizvodnje dolazi iz divovskog polja Cantarell, koje
je ujedno drugo najveće svetsko polje po proizvodnji. Naţalost, primenjene su neke tehnike
kratkotrajnog povećanja proizvodnje (poput utiskivanja fluida koji se ne meša sa naftom
kao što je azota), no na štetu dugotrajnog povećanja ukupnog iscrpka. Kao rezultat
utiskivanja azota, proizvodnja je povećana sa 1,1 miliona barela na dan u 1996. godini na
2,1 milion brela na dan u 2004. godini. Ali, u 2006. proizvodnja je pala za 25% sa 2,0 (u
januaru) na 1,5 miliona barela po danu (u decembru), a pad proizvodnje se desio i u 2007.
Drugo divovsko polje je Chicontepec, otkriveno 1926. godine, a smatra se da se danas još u
tom polju nalazi oko 40% svih preostalih rezervi. Naţalost, ta nafta zarobljena je u
nepropusnim (matičnim) stenama i bilo bi ju vrlo teško ekonomski pridobiti. Prema
današnjim podacima dokazane rezerve u Meksiku smanjuju se u poslednjem desetljeću te
se predviđa da se trenutna proizvodnja moţe odrţati još manje od 10 godina. Poslednji
veliki projekat Pemex je počeo 2002. godine pod imenom " Proyecto Ku-Maloob-Zaap" koji se
nalazi 105 km udaljen od mesta Ciudada del Carmena. Previđa se da će do 2011. to polje davati
oko 800.000 barela na dan, no ponovo uz upotrebu azota (poput polja Cantarell) što će nakon
toga perioda uzrokovati pad proizvodnje.
Arktičke rezerve predstavljaju dosada najmanje istraţene zalihe nafte i gasa, no s velikim
potencijalom. Pretpostavlja se kako arktički bazen sadrţava znatne rezerve ugljovodonika,
no takođe se posebno kod gasa smatra da će njihovo iskorišćavanje zahtevati znatna
ulaganja u sistem dopremanja. Takođe, smatra se da zbog dubine i temperature te zalihe
mogu biti smeštene blizu tačke smrzavanja, te istaloţeni na morskom dnu u obliku hidrata
(sličnih primera ima u Meksičkom zalivu). Nadalje, tehnologija pridobijanja nafte sa
arktičkog dna moţe biti slična onoj koja se danas već primenjuje u norveškome priobalju.
Neke velike naftne kompanije veruju da područje Arktika sadrţi izuzetno velike rezerve
prirodnog gasa, no mnoge geološke provincije još su uvek neistraţene. Takođe, proizvodnja
u tim područjima zahtevaće veliku paţnju budući da je reč o području koje zahteva posebnu
ekološku paţnju.
Značajne rezerve zasada su potvrđene u području Severne Aljaske, te u Kanadskom
Arktiku. No, kanadske rezerve nisu toliko velike da bi se isplatilo da izgradi naftovod iz
10
područja Severne Kanade do SAD-a. Takođe plovni putevi traju previše kratko da bi se
isplatilo naftu otpremati tankerima, no ako se topljenje leda nastavi sadašnjom brzinom
takvi putevi mogli bi postati trajni te ekonomski isplativi. Na kraju, zanimljivo je pogledati
tabelu 1.1 u kojoj su prikazane rezerve sluţbeno deklarirale drţave OPEC-a. Posebnom su
bojom istaknute rezerve za koje se sumnja da su ih veštački povećale relevantne drţavne
agencije. Ukupne svetske zalihe u januaru 2007. procenjene su na 1,32 trilijona barela.
Objavljene rezerve u milijardama barela (uz naznaku upitnih naglih povećanja **) Izvor:
Colin Campbell, SunWorld, 80-95
Godina Saudijska
arabija Iran Irak Kuvajt
Abu
Dhabi Venecuela Dubaji
1980. 163,35 58,00 31,00 65,40 28,00 17,87 1,40
1981. 165,00 57,50 30,00 65,90 29,00 17,95 1,40
1982. 164,60 57,00 29,70 64,48 30,60 20,30 1,27
1983. 162,40 55,31 41,00** 64,23 30,51 21,50 1,44
1984. 166,00 51,00 43,00 63,90 30,40 24,85 1,44
1985. 169,00 48,50 44,50 90,00** 30,50 25,85 1,44
1986. 168,80 47,88 44,11 89,77 31,00 25,59 1,40
1987. 166,57 48,80 47,10 91,92 31,00 25,00 1,35
1988. 166,98 92,85** 100,00** 91,92 92,21** 56,30** 4,00**
1989. 169,97 92,85 100,00 91,92 92,20 58,08 4,00
1990. 258,00** 93,00 100,00 95,00 92,20 59,00 4,00
1991. 258,00 93,00 100,00 94,00 92,20 59,00 4,00
1992. 258,00 93,00 100,00 94,00 92,20 62,70 4,00
2004. 259,00 132,00 115,00 99,00 92,20 78,00 4,00
2007. 262,30 136,30 115,00 101,50 ? 80,00 ?
Ako se rezerve nafte iz tabele 1.1. prikaţu histogramom (prema stanju iz 2004. godine) vrlo
se lako uočava na slici 1.2 kako količine nafte koje se nalaze u podzemlju Saudijske Arabije
iznose gotovo 30% ukupnih rezervi proglašenih u svim 8 zemalja.
11
Slika 1.2: Rezerve nafte raspodeljene prema količinama u zemljama iz tabele 1.1
Zanimljivo je uočiti odnos broja zamki (u procentima) Mapirane u najvećim svetskim
poljima (engl. " giant fields“). Prema očekivanju, najveći broj leţišta, to jest njih 2/3,
smešten je u strukturnim zamkama. Nešto više od petine leţište ugljovodonika nalazi se u
stratigrafskim tipovima zamki, a preostala pripadaju kombinovanim tipovima leţišta.
Zbirni prikaz prvih 15 zemalja po dnevnoj proizvodnji nafte u junu 2008. godine obuhvata
sledeće zemlje: S. Arabija (8.680.000 barena dnevno), Rusija (7,69), SAD (7,69), Meksiko
(3,58) , Kina (3,38), Iran (3,36), Norveška (3,33), Venecuela (2,94), Kanada (2,88), V.
Britanija (2,46), UAE (2,27 ), Irak (2,03), Nigerija (2,01), Kuvajt (1,87) te Alţir (1.660.000
barela dnevno).
Prvih 15 potrošača nafte prema (takođe prema stanju u junu 2008.) su: SAD (19,70 miliona
barela dnevno), Japan (5,40), Kina (4,90), Nemačka (2,71), Brazil (2 , 38), Rusija (2,20),
Kanada (2,00), Indija (2,00), Francuska (1,96), Meksiko (1,93), Italija (1,87), V. Britanija
(1,70), Španija (1,50), S. Arabija (1,36) te Indonezija (1.020.000 barela nafta na dan).
12
Slika 1.3: Raspodela vrsti zamki mapirane u najvećim svetskim poljima (STOKER, GRAY,
HAILE, ANDREWS i CAMERON, 2004.)
13
2. Prirodne bitumije
Sve stene koje izgrađuju zemljinu koru dele se na osnovu načina postanka u tri grupe:
a. Magmatske
b. Sedimentne
c. Metamorfne
Sedimentne stene u čiji okvir spadaju i prirodne bitumije, dele se na osnovu nastanka na
stene koje su nastale na suvom-kontinentalne i stene koje su nastale pod vodom-
podvodne stene (rečni, jezerski i morski sedimenti).
Obrazovanje podvodnih sedimenata moţe nastati na tri načina, te razlikujemo tri
osnovne vrste takvih stena:
a. Klastične (mehanogeni sedimenti)
b. Hemijske (hemogeni sedimenti)
c. Organske (organogeni sedimenti)
Stene organskog porekla ili bioliti postale su od nagomilanih ostataka ţivotinja i biljaka,
te se dele na grupu zoogenih i biogenih stena.
Neke stene oorganskog porekla, kao na primer: koralski, briozojski i drugi krečnjaci,
dijatomejska zemlja idr. Nisu zapaljivi. Nasuprot njima, u zemljinoj kori postoje i
organogene stene koje su u svojoj su po svojoj strukturi formirane od ugljenika i njegovih
jedinjenja. Takve stene su zapaljive i mogu da sagorevaju pa predstavljaju fosilna goriva.
Prema osobini da li mogu da gore ili ne , H.Potonije (H.Potonié), je podelio stene
organskog porekla na kaustobiolite,.tj.organogene stene koje gore i akaustobiolite, stene
koje ne gore.
Reč „kaustobiolit― je sastavljena iz grčkih reči kausto-gorući, bios-ţivot i litos-kamen.
H.Potonié je takođe predloţio podelu kaustobiolita na tri osnovna reda:
a. Sapropeliti
b. Humoliti
c. Liptobioliti
Prema H.Potonié u red sapropela spadaju, prirodni gorući gasovi, nafta i prirodni
produkti njenog preobraţaja kao asfalt i ozokerit. U red humulita spadaju ugljevi, što
znači da ovaj red obuhvata mnogobrojne organske mate H.Potoniérije biljnog porekla u
svim stepenima njenog preobraţaja od biljnog organskog ostatka do čistog ugljenika ili
grafita.
Liptobioliti predstavljaju produkte preobraţaja nekih specifičnih organskih materia,
preteţno biljnog porekla, kao što su smole, voskovi, balzam, sterini, polen i sl. U ovu
grupu kaustobiolita spadaju minerali iz grupe jantara i smola.
Glavni nedostatak ove podele je što ona u osnovi nije genetska, s obzirom da se ugljevi
obrazuju iz humusa i iz sapropela. S druge strane ugljovodonici i smolaste materije koje
grade naftu, takođe se obrazuju iz sapropelnog i iz humusnog materijala.
14
Polazeći od ovako postavljenih shvatanja o postanku kaustobiolita I.M.Gubkin ih deli u
dve osnovne grupe:
a. Ugljeve
b. Bitumije
Pod pojmom bitumija, H.Hefer podrazumeva prirodne goruće gasov, naftu i takve čvrste
bitumije, koje su genetski vezane za naftu..
Ugljevi, prema materijalu od koga su nastali mogu biti: humusni ili humuliti, sapropeliti
i liptobioliti.
U sastav bitumija i ugljeva ulaze isti hemijski elementi koji se nalaze i u ţivoj materiji:
ugljenik, vodonik, kiseonik, azot i sumpor. No i pored toga, bitumije se razlikuju od
ugljeva po mnogim osobinama, pa i po količinskom odnosu biogenih elemenata koji ulaze
u njihov sastav, a naročito po odnosu ugljenika prema vodoniku.
U bitumijama de taj odnos kreće u uskim granicama i to od 6 do 8, dok u humusnim
ugljevima taj odnos varira od 10-40. Za grupu sapropelita i liptobiolita taj odnos iznosi od
7-10, te ovi ugljevi čine time, prelaz između humusnih ugljeva i bitumija..
Grupa bitumija se razlikuje od ugljeva i po načinu pojavljivanja u zemljinoj kori, kao i po
načinu formiranja svojih leţišta, što je u stvari posledica suštinskih razlika.
Bitumije se po organskoj teoriji stvaraju postupkom bitumizacije, koji se sastoji u
razlaganju organske materije, naročito masnoća, bez prisustva kiseonika, pod
specifičnim uslovima i njenom preobraţaju u naftu i ostale bitumije.
2.1. Klasifikacija kaustobiolita i bitumija
U suštini za sada konačna i prava genetska klasifikacija kaustobiolita ne postoji, usled
još nedovoljnog poznavanja geneze svih kaustobiolita. Iz ovog razloga često se
upotrebljava klasifikacija, sme onih po H.Potonié i M.Gubkinu, zasnovana na fizičkim
osobinama kaustobiolita. Po toj klasifikaciji svi poznati kaustobioliti dele se na:
a. Gasovite (gorući gasovi-naftni, ugljeni i ostali)
b. Tečne (nafta)
c. Čvrste (ugljev, asfalti, ozokeriti…)
Na IV svetskom petrolejskom kongresu-odrţanom u Rimu 1955 godine bila je predloţena
sledeća klasifikacija kaustobiolita ili bitumija:
I Petrobitumije (rastvorljive)
a. Prirodni naftni gas
b. Sirova nafta
c. Prirodni asfalt
d. Ozokerit
e. Asfaltit
II Kerobitumije (nerastvorljive)
a. Organske materije iz naftnih matičnih stena
b. Kerogen
15
c. Fosilne mikroalge
III Ugljevite materije-karbobitumije (nerastvorljivo)
a. Treset
b. Lignitn
c. Ugalj
d. Antracit
2.2. Petrobitumije
Predstavljaju smešu ugljovodonika i materija, koje po pravilu imaju ugljovodonični
karakter i sadrţe izvesne količine sumpora, kiseonika i azota.
Petrobitumije se sreću u prirodi u tri agregatna stanja: čvrste, tečne i gasovite.
Čvrste i tečne bitumije su rastvorljive u ugljendisulfidu i hloroformu.
Prirodni naftni gas, kao predstavnik gasovitih petrobitumija, sastavljen je od
ugljovodonika, koji se kondenzuju pri temperaturi od 20oS i atmosferskom pritisku
(metan, etan, propan, butan…). Pored ovih ugljovodonika u gasu mogu se nalaziti u
manjim količinama i teţi ugljovodonici (pentan, heksan…), kao i azot, ugljendioksid,
sumporvodonik, plemeniti gasovi i moţda vodonik.
U prirodnim podzemnim uslovima naftni gasovi mogu biti i u tečnom stanju.
Sirova nafta je tečna petrobitumija. Predlaţe se da se naftom smatra ona petrobitumija
koja se nalazi u tečnom stanju na temperaturi od < 20oS.
Prirodni (neutralni) asfalt je čvrsta petrobitumija, koja se nalazi u ţitkom i čvrstom
stanju na temperaturi >20oS.
U Francuskom naftnom institutu (L'Institut Français du Pėtrole) uzimaju se da se
sirovom naftom moţe smatrati ona petrobitumija, koja sadrţi >50% uljnih komponenti, a
asfaltom < 50%.
Ozokerit je takođe čvrsta petrobitumija. Boja ozokerita varira od ţute do tamnomrke
(braon) i ima tačku topljenja između 65-85 oS. Ozokerit se sastoji uglavnom od
ugljovodonika sa mikrokristalnom strukturom, u kojima se nalaze male količine tečnih
komponenata.
Asfaltit je crna i tamnomrka (braon) petrobitumija, sa tačkom topljenja preko 110 oS.
Asfaltit se dosta dobro rastvara u ugljendisulfidu i hloroformu, a samo delimično u
tetrahlorugljeniku.
16
3. Teorijski uvod vezan fenomene gasnih i tečnih ugljovodonika
Da bi razumeli ponašanje gasa i nafte i pojave koje se dešavaju tokom istraţivanja,
eksploatacije i transporata potrebno je upoznati se sa problemima fizike gasova i
tečnosti. Kod proučavanja ovih fenomena potrebno je prvo se upoznati sa fizičko-
hemijskim karakteristikama fluida i nakon toga obratiti paţnju na fenomene koji se
dešavaju tokom svih promena uslova koji se dešavaju tokom eksploatacije.
Teorijske osnove za ovo daje mehanika fluida. On se bavi čvrstim materijama koje imaju
vlastiti, praktično nepromenjivi oblik, bez obzira na okolinu. čestice čvrstih materija
ograničene su pravilnim ili nepravilnim površinama.
Za razliku od čvrsti materija, fluidi (gasoviti i tečni) se ponašaju sasvim drugačije. Tečni
fluidi su materije koje zauzimaju definisanu zapreminu i mogu imati slobodne površine i
pod uticajem bilo kakve spoljne sile vrlo lako menjaju svoj oblik. Glavna sila koja deluje
na tečne fluide je sila zemljine teţe, pod čijim delovanjem tečnost zauzima uvek najniţi
deo posude (to moţe biti i morsko dno). Tečnosti su praktično nestišljive.
Nasuprot tome, gasovi su materije koje se šire sve dok ne zauzmu svu raspoloţivu
zapreminu.
Pojam zrnate materije relativno je nov i obuhva mnoštvo čestica čvrste materije
različitih veličina (od submikronskih dimenzija, pa do dimenzija od par metara), u
situacijama u kojima se čestice pomeraju-teku slično tečnostima.
Pojam smesa opisuje sve mešavine dve ili više gore opisanih materija.
U većini se slučajeva se fluid giba kroz prostor. To gibanje se naziva tečenje ili strujanje.
Uopšteno se deli na dve osnovne grupe:
Proticanje je strujanje između čvrstih zidova okolne materije (cevi, kanali i sl.), ili u
slobodnom prostoru (vetar, vodeni mlaz i sl.). Kod proticanja se fluid fizički pomiče kroz
prostor.
Opticanje je situacija u kojoj fluid miruje, a kroz njega se giba neko telo koje je potpuno
ili delimično zaronjeno u fluid (plovidba broda, let aviona, stub mosta i sl.).
Kombinacija proticanja i opticanja je najsloţenija situacija u kojoj se giba i fluid i objekat
u njemu (strujanje fluida kroz pokretne delove mašina, na primer; vetrenjača ili
turbina).
3.1. Nauka koja se bavi proučavanjem fizičkih promena
Hemijsko inţenjerstvo izučava prirodne (spontane) i organizovane postupke procesne
industrije u kojima se dešavaju hemijske, fizičke (fizičkohemijske) promene. Sam termin
odgovara terminu engleskog govornog područja "Chemical Engineering" a što znači
inţinjerstvo u hemijskoj industriji.
Procesna industrija najčešće obuhvata celi niz povezanih tehnoloških postupaka, tako da
je i proučavanje i upravljanje procesima u njoj dosta kompleksno.
Radi pojednostavljenja obično se razmatraju pojedinačne operacije "Unit Operations" što
bi odgovaralo našem terminu " Jedinične operacije". Tako je na primer u velikoj
17
hemijskoj industriji proizvodnje sumporne kiseline, koja se moţe podeliti na više faza,
zastupljen veći broj tehnoloških operacija.
Slika 3.1. Šema tehnološkog procesa proizvodnje sumporne kiseline
U hemijsko-tehnološkim procesima pored fizičkih promena dolazi i do hemijskih
promena (spaljivanje S, oksidacija SO2, apsorpcija SO3) koje su izazvane hemijskim
reakcijama. Aparati u kojima se odvijaju hemijske reakcije nazivaju se hemijski reaktori.
Hemijski reaktor je centralna proizvodna jedinica hemijsko-tehnološkog procesa u kojoj
se odvija hemijska reakcija sa ciljem da se polazne materije-reaktanti pretvore u
proizvode sa novim hemijskim osobinama.
Hemijsko inţenjerstvo bavi se industrijskim procesima pri kojima se sirove materije
(sirovine) podvrgavaju preradi u svrhu proizvodnje upotrebljivih korisnih proizvoda.
Poslednjih godina iz osnova se promenio pristup analizi i proračunu tehnoloških procesa,
analizi rada i upravljanja tim procesima. Metode optimizacije postale su neophodan
sastavni dio tehnoloških proračuna , ne samo u cilju izbora optimalnog rješenja pri
ostvarivanju procesa, nego i radi optimalnog vođenja tih procesa. Svestrana primena
elektronskih računara izmenila je metode proračuna tehnoloških procesa učinivši
matematičko modelovanje osnovom savremenih metoda analize i predviđanja.
Promenila se i uloga inţenjera u tehnološkim procesima. Pre se njegova funkcija svodila
na odrţavanje u radu pojedinih aparata iz pogona i ispravljanju njihovih pogrešaka u
radu dok u savremenim tehnološkim procesima tehnolog ima zadatk da vodi proces.
Poznato je da se pod pojmom procesa podrazumevaju fizičke i hemijske promene nekog
sistema. Razlikujemo prirodne procese koji se oko nas odvijaju svakodnevno spontano i
ostale namenski organizovane koje nazivamo tehnološkim procesima. Oblast hemijskog
inţenjerstva moţe se prikazati sledećom pojednostavljenom šemom:
= + +
Sve tri oblasti ove šeme podrazumevaju sveobuhvatno poznavanje hemizama procesa,
bilansi (materijalne, toplotne i energetske), aparata i tehnika provođenja procesa,
njihove optimizacije, kontrole i upravljanja kao i poštovanje elementarnih zakona
ekonomike trţišta i poslovanja.
Iz ovoga proizilazi da je hemijsko inţenjerstvo multidisciplinarna i sloţena naučna oblast
koja u širem tehničkom smislu obuhvata:
ХЕМИЈСКО
ИНЖЕЊЕРСТВО ОСНОВНИ
ПРОЦЕСИ
ОСНОВНЕ
ОПЕРАЦИЈЕ ЕКОНОМИКА
18
− istraţivanje i unapređivanje tehnoloških procesa;
− upravljanje tehnološkim procesima;
− konstruisanje aparata i uređaja za provođenje tehnoloških procesa;
− projektovanje novih tehnoloških postupaka i procesa, itd.
Svakodnevna inţenjerska praksa je pokazala da nauka ne daje kompletne a ni
univerzalne odgovore na sva pitanja. Zbog toga inţenjerstvo predstavlja istovremenu
sintezu naučnih i iskustvenih saznanja. U svakodnevnoj inţenjerskoj praksi uz naučna
saznanja u velikoj meri moraju se koristiti i praktična iskustva i spoznaje. Za dobro
organizovan tehnološki proces, koji uključuje kontrolu, regulaciju i automatsko
upravljanje neophodno je obezbediti i sledeće preduslove:
− povezanost tehnoloških operacija;
− uzajamnost operacija i
− logički sled operacija.
Studij tehnoloških operacija zahteva od inţenjera sistematičan pristup problemima
zasnovan na dve osnovne činjenice:
1.Svaki od individualnih procesa moguće je rastaviti na niz koraka i operacija
poštujući njihov logički sled, i:
2.Individualne (jedinične) operacije uključuju zajedničke tehnike bazirane na
naučnim principima.
Sistematskim proučavanjem tehnoloških operacija u procesima hemijskog inţenjerstva
omogućava se njihovo unificiranje i pojednostavljenje. Osnovni naučni principi koji se
koriste u tehnološkim operacijama jesu poznati fizički i hemijski zakoni. Tako se pri
sastavljanju materijalnih i energetskih bilansi procesa koristi zakon o odrţanju mase i
energije pri čemu suma masa materijala kao i suma energija na ulazu u proces mora biti
jednaka sumama na izlazu iz procesa.
Kao poseban aspekt sveobuhvatnog sagledavanja problema mora biti uključena i
dinamika u aparatima tretirana kroz fizičku i hemijsku kinetiku odvijanja procesa.
Tehnološke operacije kao osnovni postupci tehnoloških procesa mogu se klasifikovati u
sledeća naučna područja:
1. Mehanizmi promene agregatnih stanja;
2. Mehanizmi prenosa količine kretanja;
3. Mehanizmi prenosa toplote, i:
4. Mehanizmi prenosa mase.
Postoje i druge mogućnosti sistematizacije tehnoloških operacija. U operacijskom
inţenjerstvu najčešće je prisutna sistematizacija zasnovana prema određenom fenomenu
na osnovu čega je široko prihvaćena podela na:
− mehaničke operacije zasnovane na primeni zakona mehanike (kretanja i
fizičkih promena čvrstih materija);
19
−mehanika fluida, zasnovana na zakonima transporta i kretanja fluida
(hidro- ili aeromehaničke operacije);
−toplotne operacije, zasnovane na zakonima prenosa toplote;
−difuzione operacije,zasnovane na zakonima prenosa mase.
Sloţeni tehnološki proces se sastoji iz neprekidnog niza različitih tehnološ kih operacija
čime je obezbijeđeno osnovno pravilo kontinuiteta proizvodnje.
Pojedini dijelovi sloţenog tehnološkog procesa često uključuju veoma veliki broj
operacija, naročito kod pripreme sirovina (mehanička, toplotna, fizičko-hemijska
priprema) kao i dorade proizvoda različitim fizičko-hemijskim metodama. U toku
provođenja glavnog procesa (osnovna reakcija) nastaju i sporedni nusproizvodi veće ili
manje komercijalne vrijednosti, a koji se danas nastoje što više iskoristiti. U tom cilju se
iz glavne linije procesa izvode i nove sporedne linije unutar kojih se ti nusproizvodi
dorađuju.
Na osnovu rečenog moţe se zaključiti da se savremeno hemijsko inţenjerstvo bavi
proučavanjem tehnoloških procesa u industrijskim razmerama po- čev od sirovine do
konačnih proizvoda kroz pojedinačne fizičke i hemijske procese. Fizički procesi, kao
oblast hemijskog inţenjerstva, predmet su proučavanja osnovnih operacija (Tehnološke
operacije), dok hemijski procesi pripadaju reaktorskom inţenjerstvu. Tehnološke
operacije s obzirom na fundamentalnu povezanost mogu se grupisati u tri glavne grupe:
− mehaničke operacije;
− toplotne operacije i
− difuzione operacije.
Mehaničke operacije se prvenstveno odnose na operacije vezane za mehaniku fluida
(homogenih, heterogenih) koje pored transporta i strujanja fluida uključuju i druge
operacije kao što su: taloţenje, miješanje, filtracija, centrifugiranje, fluidizacija i ostale.
U mehaničke operacije spadaju i operacije obrade čvrstog materijala, na primer:
sitnjenje, prosijavanje, transport čvrstog materijala i slično.
Toplotne operacije vezane su za fenomene prenosa toplote bilo da se radi o
konduktivnom, konvektivnom ili prenosu toplote zračenjem kao osnovnim fenomenima
prenosa toplote u različitim aparatima razmene toplote. Takođe u toplotne operacije
spadaju i drugi toplotni procesi kao što su: kondenzacija, isparavanje i slično.
Difuzione operacije su vezane za procese difuzije kao što su: apsorpcija, adsorpcija,
ekstrakcija, destilacija, rektifikacija, kristalizacija, sušenje i druge kod kojih dolazi do
izraţaja razlika koncentracija posmatranog sistema. Međutim i pored navedene podele
uočena je izvjesna analogija čak i između osnovnih fenomena pomenute tri grupe
operacija. Osnovni fenomen u mehanici fluida je prenos količine kretanja, u toplotnim
operacijama prenos toplote, a u difuzionim operacijama je prenos mase. Analogija
između ova tri fenomena je očigledna, pa u novije vrijeme postoji tendencija da se
sveobuhvatan prilaz osnovnim operacijama postavi baš na toj osnovi koja je poznata pod
nazivom "Fenomeni prenosa". Novija literatura iz ovih oblasti upravo se i bazira na tom
principu.
20
3.2. Osnovi tehnologije-prirodni zakoni
Pošto se Tehnološke operacije zasnivaju na prirodnim zakonima i njihovoj praktičnoj
primeni. Pre svega ovde treba spomenuti zakone o odrţanju materije i energije.
Zakoni odrţanja predstavljaju veoma moćne, fundamentalne zakone prirode, a
izraţavaju se u veoma jednostavnom obliku: U posmatranom sistemu čestica
izolovanom od svih spoljašnjih uticaja, a u kome se one kreću i međusobno interaguju,
postoji neko svojstvo tog sistema čestica (X) koje se ne menja, tj.:X=konst.
Ovi zakoni dolaze do izraţaja u Tehnološkim operacijama, najčešće u vidu materijalnih i
energetskih bilansa nekog procesa koji se posmatra. Pošto se u tehnološkim operacijama
se ne posmatraju ekstremne brzine, bliske brzini svetlosti i nuklearne reakcije, tako da
ne dolazi do promene mase u energiju i obrnuto, pa se ova dva zakona mogu posmatrati
nezavisno.
Prednosti primene zakona odrţanja u odnosu na klasičan pristup su višestruke, a
navešćemo samo neke:
• zakoni odrţanja ne zavise od oblika putanje, niti od karakteristika sila koje
su uzrok nekom prirodnom procesu. To znači da primenom ovih zakona
spoznajemo dublju, fizičku, prirodu samog procesa i ne baveći se njegovim
uzrokom moţemo doneti opštije zaključke. Ipak, ostajemo uskraćeni za
informaciju kako je sam proces tekao.
• Zakone odrţanja je moguće primeniti i kada nam uzrok promene stanja nije
poznat, što je često slučaj u nekim novijim oblastima fizike, kao što je npr.
fizika elementarnih čestica. Dakle, primenljivi su i na druge oblasti fizike.
• Zakoni odrţanja su invarijantni na transformaciju koordinata.
Praktična primena zakona o odrţanju materije i energije našla je primenu kod
materijalnih i energetskih bilansa procesa.
Kod projektovanja i analize procesa, procesi se posmatraju kao zasebni sistemi sa svojim
granicama, da bi se moglo jasno definisati šta u sistem ulazi, šta izlazi i šta se u sistemu
dešava.
Da bi se opisao sistem-proces potrebno je postaviti matematički model, koji predstavlja
skup matematičkih relacija koje opisuju veze između pojedinih fizičkih veličina u
posmatranom procesu (dimenzije uređaja, svojstva supstanci, kinetički parametri,
prinosi, protoci, ...)
Postoje i tehnoekonomski modeli (za analizu ekonomičnosti procesa) sadrţe i ekonomske
parametre : troškovi, dobit ...
Model predstavlja uprošćenu predstavu stvarnih veza između veličina koje karakterišu
proces i odraţava najvaţnije karakteristike procesa čime je - olakšano određivanje
potrebnih parametara - olakšano rešavanje i odstupa od realne slike u nekim granicama
tolerancije.
21
Slika 3.2 –Izmenjivac toplote – jednostavan sistem
SISTEMI mogu biti:
a. JEDNOSTAVNI – jedan uredaj, tj. jedinični proces
b. SLOŽENI – više međusobno povezanih uređaja
OSNOVA MODELA : zakoni odrţanja (konzervacije):
Opšti oblik za odrţanje materije i energije u sistemu glasi:
ULAZ – IZLAZ +GENERISANjE = AKUMULACIJA
Zakon o odrţanju materije u sistemu bi se mogao napisati u obliku:
∑ ∑
U slučaju da je proces kontinualan, i bez generisanja u samom procesu, jednačina se
svodi na prostiji oblik, jer u procesu nema akumulacije, pa „sve što uđe mora da izađe―.
U opštem slučaju u diferencijalnom obliku zakon o odrţanju materije-ukupni maseni
bilans glasi:
∑ ∑
U stacionarnim uslovima za kontinualni proces kod koga nema akumulacije:
msistema = const.
A ako uzmemo u obzir zakon o o odrţanju materije, u svakom zatvorenom sistemu zbir
masa reaktanata jednak je zbiru masa produkata.
mreaktanata = mprodukata
Po istoj analogiji za zakon o odrţanju energije (toplotni bilans):
∑ ∑ ∑
U Tehnološkim operacijama prilikom izvođenja svake tehnološke operacije dolazi do
procesa prenosa: mas, toplote ili količine kretanja. Do ovakvog prenosa moţe doći samo
ako postoji neka pogonska sila.
22
npr. Potrebna je razlika pritisaka da bi tečnost curila kroz cev, a taj pad pritiska
(razlika) se pretvara u prenos količine kretanja, odnosno napon smicanja i energetski
gubitak trenjem. Isti slučaj je i sa prelaskom toplota, tj. zagrevanjem.
Brzina prenosa neke veličine biće veća ukoliko je pogonska sila za prenos veća, a otpor
manji.
Jedan od najtipičnijih primera je Omov zakon: Struja je proporcijonalna naponu
(pogonska sila), a obrnuto proporcionalna otporu:
Ova zakonitost vaţi u elektrotehnici, ali u analognim izrazima u hemijskom
inţenjerstvu, samo aproksimativno vaţi, jer je neidealnost fizičkih fenomena jače
izraţena. Neka opšta zakonitost kinetike procesa, moţe se izraziti na sledeći način:
– predstavlja fluks posmatrane veličine (toplote, mase, količine kretanja itd.), tj.
količinu te veličine koja se prenese za jedinicu vremena u površinu kroz jediničnu
površinu normalnu na pravac transporta;
– predstavlja pogonsku silu (razlika temperature, razlika koncentracije, razlika
količine kretanja, ili razlika pritisaka, itd.) između dva mesta na rastojanju
je koeficient proporcionalnosti koji je kao što je rečeno na ţalost kod procesa kojima
se bave tehnološke operacije retko konstantan i njegovo utvrđivanje egzaktno teoretsko
utvrđivanje predstavlja najveći problem, pa se on najčešće određuje eksperimentalno. (U
ovom primeru je koeficient recipročna vrednost otporu prenosa).
Sam prenos posmatrane veličine tj. fluks, je prema ovome, šta je rečeno, proporcionalan
pogonskoj sili, koja je utoliko veća, ukoliko je veća razlika datog stanja od ravnoteţnog
stanja i obrnuto, ako je dato stanje bliţe ravnoteţnom stanju, utoliko je pogonska sila
manja, a i brzina prenosa je sve manja.
Odvijanje procesa (operacije) po svojoj prirodi, moţe biti, u zavisnosti da li se posmatrane
veličine, u vremenu, menjaju ili ne:
Operacije u stacionarnim uslovima (brzina prenosa se ne menja)
Operacije u nestacionarnim uslovima (brzina prenosa se menja)
Prenos posmatrane veličine će se vršiti do postizanja ravnoteţnog stanja. Ravnoteţnim
stanjem je definisana granica do koje se moţe očekivati prenošenje posmatrane veličine
pod datim uslovima. Ukoliko se promene uslovi menja se i ravnoteţno stanje.
Ako se posmatra razlika pogonske sile i ravnoteţnog stanja, primećuje se da je najveća
brzina odvijanja procesa, ukoliko je razlika najveća, a pribliţavanjem ravnoteţi,
pogonska sila je sve manja i prenos sve sporiji.
Operacije se mogu izvoditi:
23
Diskontinualno (materija ili energija se unose, na početku procesa u određenoj količini
pod neuravnoteţenim uslovima i ostavi ili potpomaţe, da se tokom vremena uravnoteţi,
kada je proces završen). Često je na kraju procesa, brzina procesa tako mala, da se
proces prekida pre konačnog uspostavljanja ravnoteţe. Ovo je naročito slučaj kod
industrijskih procesa, kod kojih je sa ekonomskog aspekta vaţna duţina odvijanja
procesa.
Kontinualni procesi su takvi kod kojih se materija ili energija kontinualno unose ili
iznose iz sistema, sa teţnjom da se proces obavlja u stacionarnim uslovima (jednaka
razdaljina od ravnoteţnog stanja).
3.3. Osnovni pojmovi mehanike
Mehanika obuhvata statiku, kinematiku i dinamiku.
Statika proučava mirovanje materijalnih tela pod uticajem sile (osnovna veličina
sila)
Kinematika proučava kretanje geometrijskih tela (osnovne veličine: duţina i
vreme)
Dinamika proučava kretanje materijalnih tela pod uticajem sile (osnovne veličine:
sila, duţina i vreme)
3.3.1. Njutnovi zakoni
Pojam sile u mehanici se definiše preko tri osnovna Njutnova zakona
Prvi zakon: Zakon inercije
U originalu, na latinskom, Njutn je prvi zakon zapisao: „Corpus omne perseverare in
statu suo quiescendi vel movendi uniformiter in directum, nisi quatenus a viribus
impressis cogitur statum illum mutare.“, što se malo slobodnije i prostije rečeno prevodi
kao:
Svako telo ostaje u stanju relativnog mirovanja ili ravnomernog pravolinijskog kretanja
sve dok ga delovanje ili dejstvo drugog tela ne prisili da to stanje promeni.
Ovaj zakon opisuje princip inercije i moţe se iskazati i na sledeći način: Telo na koje ne
deluju sile ima teţnju da nastavi kretanje istim smerom i brzinom.
Drugi zakon: Zakon sile
Ovaj zakon je Njutn napisao ovim rečima, na latinskom: „Mutattionem motus
proportionalem esse vi motrici impressae, et fieri secundum lineam rectam qua vis illa
imprimitur.“, što se malo slobodnije i prostije rečeno prevodi kao:
Ubrzanje tela srazmerno je sili koja na njega deluje, a obrnuto srazmerno masi tela.
Treći zakon: Zakon akcije i reakcije
Sila akcije kojom puška deluje na puščano zrno po pravcu iintenzitetu, a
suprotnom smeru, jednaka je sili kojom puščano zrno deluje na pušku, a time i na rame
strelca.
24
Tekst zakona kako je Njutn zapisao na latinskom je: „Actioni contrariam semper et
æqualem esse reactionem: sive corporum duorum actiones in se mutuo semper esse
æquales et in partes contrarias dirigi, što malo slobodnije i prostije rečeno znači:
Sila kojom jedno telo deluje na drugo telo jednaka je po intenzitetu i pravcu sili kojom
drugo telo deluje na prvo, ali je suprotnog smera.
Za svaku silu akcije koja deluje na neko telo postoji i sila reakcije. Sila reakcije je
istog intenziteta i pravca kao i sila akcije ali suprotnog smera. Vaţno je istaći da se one
uzajamno ne poništavaju, već deluju u različitim referentnim sistemima, vezanim za telo
koje je načinilo akciju i telo koje je reagovalo.
3.3.2. Dimenzije i merne jedinice
3.3.2.1. Dimenzije
Bilo koja fizička situacija, bez obzira da li se odnosi na jedan pojedinačni objekat ili na
veći sistem, moţe se opisati obzirom na određeni broj poznatih svojstava koje objekat ili
sistem poseduju. Tako npr. Objekat koji se kreće moţemo opisati njegovom masom,
duţinom, površinom, zapreminom, brzinom i ubrzanjem. Za pojedine situacije potrebni
su još temperatura, gustina, viskozetet fluida u kojem se kreće itd. Sva merljiva svojstva
koja se koriste za opis fizičkog stanja nekog tela ili sistema su njegove dimenzije. Oznake
koje su generalno prihvaćene za označavanje pojedinih dimenzija uglavnom su početna
slova engleskih naziva za dane dimenzije. Tako L označava duţinu (engl. length), F silu
(engl. Force), m masu (engl. mass), t vreme (engl. time), T temperatura (engl.
temperature), W rad (engl. work), R snagu (engl. power) itd. Oznake fizikalnih dimenzija
pišu se jednim slovom u kurzivu. Jednačina koja opisuje fizičko stanje mora povezivati
preko znaka jednakosti levu i desnu stranu. t.j strane jednačine moraju biti brojčano
jednake, a isto tako i dimenzijski jednake. Tako je npr. Jednačina:
3.3.2.2. Merne jedinice
Opis fizičkog stanja nekog objekta ili sistema nije potpun ako ne poznajemo vrednost
pojedine dimenzije. Nije dovoljno da znamo da neki objekat ima dimenziju duţine,
potrebno je poznavati i kolika je ta duţina. Da bi to mogli učiniti potrebna nam je merna
jedinica.
Za duţinu je utvrđena jedinica metar. Tako moţemo npr. Reći da neki objekat ima
duţinu od 2 metra. On će biti po duţini jednak nekom drugom objektu duţine 2 metra.
Na isti način definisane su i druge osnovne merne jedinice.
Razliku između dimenzije i merne jedinice je u tome što dimenzija predstavlja meru
koliko mernih jedinica ima u nekoj fizičkoj veličini. Sama merna jedinica je dogovorena i
utvrđena mera kojoj pripisujemo brojčanu vrednost.
3.3.2.3. Internacionalni sistem (SI)
Tokom istorije se je dogovor o mernim jedinicama širio sa lokalne zajednice na sve širi
krug ljudi, tako da su danas njima obuhvaćene sve zemlje sveta. Međunarodni sistem
jedinica SI (Sisteme International) predstavlja pokušaj da se stvori jedinstveni sistem,
25
koji će obuhvatiti sve merne jedinice, koje će moći koristiti ceo svet. Stvoren je 1960.
godine i sledio je metrički sistem, danas uopšteno poznat kao SI sistem mernih jedinica.
On je zamenio sve ranije sisteme mernih jedinica kao što su Giorgijev sistem (cgs:
centimetar, gram, sekunda), MKS sistem (metar, kilogram, sekunda), tehnički sistem
jedinica i sisteme engleskih jedinica.
U nastavku su opisane osnovne fizičke veličine i odgovarajuće merne jedinice u SI
sistemu.
Navedeni su i faktori za konverziju za prelaz iz starih sistema mernih jedinica u novi
sistem. to nam je potrebno kako bi mogli koristiti stare izvore podataka kao što su tabele
i dijagrami, koji su razvijani decenijama i prikazani su npr. u starim sistemima jedinica.
3.3.2.4. Osnovne i izvedene jedinice
Kao osnova SI sistema mernih jedinica odabrane su osnovne merne jedinice pomoću
kojih se mogu prikazati i sve ostale izvedene merne jedinice. Tako je npr. Kao jedna
osnovna dimenzija izabrana duţina, pa je odmah definisan i 1 metar. U SI sistemu
odabrane su sledeće osnovne dimenzije:
- Metar (m), kao jedinica mere za duţinu,
- Kilogram (kg) kao mera za masu,
- Sekunda (s) kao mera za vreme,
- Kelvin (K) kao mera za temperaturu,
- Mol (mol) kao mera za količinu materije,
- Amper (A) kao mera za jačinu električne struje,
- Kandela (cd) kao mera za intenzitet svetla.
Osnovna fizička veličina Dimenzija Naziv merne jedinice Oznaka jedinice
Duţina [L] metar m
Masa [M] kilogram kg
Vreme [T] sekunda s
Temperatura [θ] kelvin K
Količina materije [Q] mol mol
Jačina električne struje [I] amper A
Intenzitet svetla [Φ] kandela cd
Tablica 1.2 Definicije osnovnih mjernih jedinica
Metar je duţina koju svetlost u vakuumu prevali tokom 1/299.792.458 sekunde
Kilogram je masa koja je jednaka masi uzorka koji se čuva u muzeju u Svresu i pribliţno
je jednaka masi vode zapremine jednog dm3
Sekunda je trajanje 9.192.631.770 perioda zračenja koje odgovara prelazu imeđu dva
pobuđena stanja atoma cezijuma 133.
Kelvin je 1/273,16 deo termodinamičke temperature trojne tačke vode.
Mol je količina materije nekog sistema koji sadrţi određeni broj najmanjih čestica koji
odgovara broju atoma u 0,012 kg ugljenika 12. Osnovne čestice materije su atomi ili
molekuli koji imaju pojedinačno iste karakteristike kao i sama materija.
26
Amper je jačina električne struje koja u dva paralelna provodnika beskonačne duţine, na
uzajamnom rastojanju od 1 m u vakuumu stvara silu od 2*107 N svakih 1 m duţine.
Kandela je 1/60 intenziteta svetlosti koja upada vertikalno na površinu a zrači je 1 sm2
crnoga tela na temperaturi topljenja platine.
Dopunske merne jedinice su:
Ugao u ravni – radijan – rad
Prostorni ugao – steradijan – sr
Izvedene jedinice SI sistema: Njihov naziv i oznake obrazuju se od osnovnih jedinica
SI sistema na osnovu algebarskih izraza kojim se definišu odgovarajuće veličine, tako da
fakto SI sistemar izraţen brojem bude = 1. Definicije se izvode iz definicije odgovarajuće
veličine uzimajući u obzir faktore.
Decimalne jedinice: su decimalni delovi ili decimalni umnošci mernih jedinica, a
obrazuju se sastavljanjem međunarodno usvojenih predmetaka ispred oznake mernih
jedinica.
27
4. Zakonitosti i jednačine koje određuju karakteristike gasova
U gasovima molekuli su jako udaljene jedni od drugih pa svojstva gasa ne zavise o
međumolekulske sile. Zato se svi gasovi slično ponašaju, osim pri velikom pritisku i
temperaturi. Za razliku od gasova, svojstva tečnost i čvrstih supstanci jako zavisi od
međumolekulskih sila. Gas je homogeni fluid bez oblika i zapremine; gas ispunjava
zapremine rezervoara i za razliku od tečnosti nema površine, odnosno međupovršine.
Svaki gas se ponaša kao idealni gas pri niskom pritisku i višoj temperaturi, na pr. pri
standardnim uslovima (STP, standardni pritisak i temperatura, psc = 1,01325 bar, Tsc =
15 °C). Svojstva idealnog gasa su:
1. Zapremina samih molekula gasa beznačajna je u odnosu na zapreminu koju
zauzima gas,
2. Nema sila privlačenja ili odbijanja između molekula gasa niti između molekula i
zidova rezervoara.
3. Sudari između molekula su elastični i nema gubitka unutrašnje energije
molekula pri sudaru.
Zakon idealnog gasa definiše zavisnost zapremine gasa od pritiska i temperature i
količine materije, a izveden je na osnovu eksperimentalnih radova Boylea, Daltona, Guy-
Lussaca odnosno Charlesa i Avogadra.
4.1. Boyleov zakon
Boyleov zakon glasi:
(
)
Slika 4.1. Boyleov-a izoterma
28
4.2. Gay-Lussacov zakon.
Zavisnost zapremine gasa od temperature određivali su Dalton (1801), zatim Guy-Lussac
(1778-1850), dok je prva dok je prva neobjavljena mjerenja obavio Charles (1787).
Iz eksperimentalnih podataka ustanovljena je linearna zavisnost zapremine gasa od
temperature pri konstantnom pritisku (povećanjem temperature gas se širi, tj. povećava
se zapremina i obrnuto)
(
)
Sve izobare konvergiraju prema istoj vrednosti temperature od -273.15°C, koja je kasnije
prihvaćena kao nulta tačka (0 K) na termodinamičkoj (apsolutnoj) skali temperature.
Slika 4.2. Izobare gasa u V-T dijagramu.
4.3. Avogadrov zakon
Avogadrov definiše jednoznačni odnos zapremine gasa i količine materije. Za čiste gasove
i gasne smeše, A. Avogadro je ustanovio (1811.) da pri konstantnom pritisku i
temperaturi, ista zapremina svih gasova sadrţi isti broj čestica (molekula ili atoma;
Avogadrov zakon). Drugim rečima ista količina materije, napr. 1 mol bilo kog gasa pri
istim p,T-uslovima zauzima istu zapreminu.
Jedan mol materije sadrţi Avogadrov broj, NA = 6,023 1023 molekula. U slučaju gasova,
zapremina 1 mola gasa (molarna zapremina, ) je
*
+ *
+
29
4.4. Zakon idealnog gasa
Zakon idealnog gasa moguće je izvesti kombinacijom Boyleovog, Charlesovog i
Avogadrovog zakona.
Promena zapremine neke konstantne količine (mase) gasa zbog promene pritiska i
temperature od stanja ―1‖ do stanja ―2‖ moţe se prikazati kao:
Za prvu p,T-promenu (Boyle) vredi:
a za drugu (Charles):
Ako se konstanta za 1 mol. gasa obeleţi s R, tada vredi:
Prema Avogadrovom zakonu, pri istom pritisku i temperaturi molska zapremina bilo kog
gasa je ista, npr. za gasove A i V vredi:
RA = RB = R
4.5. Opšta i individualna gasna konstanta
R = opšta gasna konstanta; vredi za sve gasove.
Jednačina stanja idealnog gasa je dakle:
Za 1 mol: p = RT
Za bilo koju količinu, masu gasa: pV = nRT
U SI- sistemu jedinica vrednosti *
+
Individualna gasna konstanta (R’). Ako je m = masa a M = molarna masa, tada je broj
molova n jednak:
Za bilo koju masu nekog gasa vredi: pV = m R’T odnosno pV = n M R’T
30
Za 1 mol gasa (n = 1) jednačina stanja je jednadţba stanja je p = M R’T iz čega je očito
da je individualna gasna konstanta neke materije ili smeše jednaka količniku opšte
gasne konstante i molarne mase materija ili smeše:
4.6. Molarna masa, molarna zapremina, Avogadrov broj
Mol je ona količina supstance koja u sebi sadrţi toliko čestica koliko ima atoma u
12g ugljenikovog izotopa C-12, a u tih 12g ugljenika 12C ima 6,023x1023 atoma (to jest
ako se zaokruţi 6x1023 atoma)
Avogadrov broj je konstanta koja pokazuje "da u 1mol supstance ima 6x1023 čestica"
NA = 6x1023 1/mol.
Molarni (molski) udeo frakcija (yi) - odnos broja molova i-te komponente i ukupnog
broja molova u sistemu (odnos mase supstance i njene količine ("molarna masa pokazuje
koliko grama neke supstance ima u jednom molu te supstance")
∑ ∑
ni ,kmol, - broj molova komponenata iz stehiometrijske jednačine, Mi ,kg/kmol, - molarna
masa komponenata, mi, kg masa komponente
∑
Broj molova Za broj čestica (atoma, molekula ili jona) se koristi formula:
Ni-broj molekula (čestica), Na-Avogadrov broj
Za smešu vaţi:
∑
Molarna zapremina predstavlja odnos zapremine supstance i njene količine ("molarna
zapremina pokazuje koliko dm3 zauzima 1mol nekog gasa") i sve to pri odredjenoj
temperaturi i pritisku. Vm=22,4dm3/mol pri 0oC i 101,3 kPa.
N- broj čestica, m - masa supstance, NA - Avogadrov broj, M-molarna masa, V-
zapremina, Vm-molarna zapremina
Ukoliko se koriste ove formule mora se voditi računa da ukoliko je n (mol) količina atoma,
onda se sve u formuli odnosi na atome!
Ukoliko je n(mol) količina molekula, onda se sve u formulama odnosi na molekule.
31
* mol molekula je količina supstance koja se koristi za supstance izgradjene kao molekuli
(H2 - 1 mol molekula vodonika)
* mol atom je količina supstance koja moţe uvek da se koristi, ali se posmatra broj atoma
- indeksi u formuli (H2 - 2 mol atoma vodonika)
Molarna zapremina nije uvek 22,4dm3/mol. Njena vrednost se menja sa promenom
pritiska i temperature.
Ako je temperatura 0oC i pritisak 101,3 kPa onda Vm=22,4dm3/mol, to se dobija iz
jednačine idealnog gasnog stanja:
pV=nRT
p-pritisak u kPa, V-zapremina u dm3, n - količina supstance (mol), R = 8,314
kPadm3/(molK)-gasna konstanta, T-temperatura u kelvinima (K)
0C + 273 = K (razlika izmedju Celzijusove i Kelvinove skale je 273 stepena)
Jednačina idealnog gasnog stanja moţe da se iskoristi ukoliko uslovi nisu normalni a
traţi se količina supstance ili masa ili zapremina gasa!
Avogadrov zakon: Isti broj molekula dva različita gasa pri istim uslovima
(pritisak i tepmperatura) zauzimaju istu zapreminu!!!
Tečne supstance:
Voda ima gustinu 1g/cm3 (na 4oC) ili blizu 1g/cm3 na temperaturama od 0 do 100 stepeni
Celzijusa. Zbog toga je 1g vode isto što i 1cm3 (to jest 1ml).
Za ostale supstance: ukoliko je zadata masa, a traţi se zapremina, potreban je podatak o
gustini. Ukoliko se zna gustina tečne supstnce, "moţe se iz grama dobiti cm3, i obrnuto".
Maseni udeo frakcije, težinski udeo (gi) - odnos mase i-te komponente (mi), sadrţane
u ukupnoj masi sistema:
∑ ∑
zamenom dobijamo:
∑
Iz jednačina predhodnih jednačina lako se moţe odrediti odnos molskog udela i molskog
sastava
∑
∑
⁄
Zapreminski udeo frakcija (Vi), kojim se dobija zapremina pojedinačne komponente u
smeši, pomoću predhodnih korelacija, moţe se uspostaviti korelacija zapreminskog udela
sa masenim i molarnim udelom.
32
∑
∑
⁄
∑
⁄
Za idealni gas je odnos između zapreminskog udela komponentata(Vi) i molskih udela
jednaka(yi), Vi = yi,.što je u skladu sa Avogadro's zakonom. Za sistem idealnih gasova,
kao što su naftni gasovi, sastav se moţe izračunati na osnovu nekog od sledećih
podataka: Mase komponenata, zapremine, gustine, napona para itd.
Molekulska teţina smeše se izračunava po principu aditivnosti molekulskih teţina
komponenata, za smeše čiji je sastav izraţeni u molarnim ili volumnim udelima, a u
slučaju da je sastav izraţen u masenim procentima moţe se izračunati formulom:
∑
∑
⁄
a u slučaju da je sastav izraţen u masenim procentima moţe se izračunati formulom:
∑
⁄
4.7. Daltonov zakon
Daltonov zakon parcijalnih pritisaka postulira da je ukupni pritisak gasne smeše jednak
zbiru pritisaka komponenti smeše.
Parcijalni pritisak svake komponente u smeši jednak je pritisku, koji bi vladao u
rezervoaru iste zapremine, ispunjenom istom količinom samo te komponente.
pi = p yi
Mešavina idealnih gasova karakterisana je aditivnošću parcijalnih pritisaka i parcijalne
zapremine.
Pritisak smeše idealnih gasove je suma parcijalnih pritisaka komponenti (Dalton's law):
∑
Gde je P – pritisak smeše gasova; Pi – parcijalni pritisak i-te komponente u smeši, ili
∑ ∑ ∑
Parcijalni pritisak pojedinog gasa u smeši je jednak proizvodu njegovog molarnog udela
u smeši i ukupnog pritiska smeše.
33
4.8. Amagatov zakon
Amagatov zakon parcijalnih, odnosno aditivnih zapremina, definiše da je ukupna
zapremina idealne gasne smeše zbir zapremina, koje bi pojedine komponente zauzimale,
same, pri istom pritisku i temperaturi. (Zapremine čistih komponenti su parcijalne
zapremine).
Prema jednačini stanja idealnog gasa, parcijalne zapremine čistih komponenti gasne
smeše, A, B, C, itd. su definisani kao:
tj. odnos parcijalnih zapremina komponenti i ukupne zapremine, jednak je dakle
molarnim udelima komponenti (sastav gasnih smeša, izraţeni zapreminskim udelima,
brojčano su identični sastavu u molarnim udelima):
Аditivnost parcijalnih zapremina komponenata u gasnoj smeši se ponaša u skladu sa
Amaga law:
∑
Gde je V – pritisak smeše gasova;
Vi – parcijalna zapremina i-te komponente u smeši, ili analogno jednačinama (2.14 –
2.15), dobija se jednačina 2.17:
4.9. Osnovna i najvažnija zapreminska karakteristika fluida
Gustina je definisana kao masa po jedinici zapremine:
Gustina je izrazita funkcija sastava, tj. broja ugljovodonika različite molarne mase i
njihovih relativnih udela, u prirodnim ugljovodoničnim smešama.
Budući da je molarna zapremina, , definisana kao:
i uzevši
u obzir da je m = nM, dobija se da je
⁄
Molarna zapremina bilo kojeg gasa ili gasne smeše pri standardnim p,T –uslovima uvek
je ista i ne zavisi od sastava:
= 23.645 m3/kgmol pri 15oC, 1.01325 bar
= 23.69 m3/kgmol pri 15.6oC, 1.01325 bar (60 oF, 1 Atm),
= 22.414 m3/kgmol pri 0oC, 1.01325 bar .
Relativna gustina gasa izračunava se uzimajući u obzir i gustinu vazduha:
34
Za normalne uslove (n.u.) ρvazduha 1,293; za standardne uslove (s.u.) ρvazduha 1,205.
Standard Temperature and Pressure – definisao je IUPAC (International Union of
Pure and Applied Chemistry) za vazduh na 0oC (273.15 K, 32 oF) i 105 pascals (1 Pa = 10-
6 N/mm2 = 10-5 bar = 0.1020 kp/m2 = 1.02x10-4 m H2O = 9.869x10-6 atm = 1.45x10-4 psi
(lbf/in2))
NTP - Normal Temperature and Pressure – definisani su za vazduh na 20oC (293.15
K, 68oF) i 1 atm ( 101.325 kN/m2, 101.325 kPa, 14.7 psia, 0 psig, 29.92 in Hg, 760 torr).
Density 1.204 kg/m3 (0.075 pounds per cubic foot)
Аko je gustina gasa (ρo) data na pritisku = 0.1013 MPa, gustina idealnog gasa se
preračunava na drugom pritisku (R) i na istoj temperaturi pomoću formule:
Specifična zapremina je zapremina jedinične mase materije (u prirodnim naukama,
specifično najčešće znači ―podeljeno sa masom‖):
Veza između molarne i specifične zapremine moţe se izvesti iz prethodnog izraza:
Relativna gustina (; pre „specifična teţina―, eng.specific gravity ili samo gravity) je odnos
gustine zadanog fluida i gustine referentnog fluida pri specificiranim p, T-uslovima.
Najčešće su to standardni (sc) p,T-uslovi.
‗Referentni fluid za tečnosti je voda, čija je gustina pri standardnim uslovima (psc =
1.01325 bar, Tsc =15.6oC) iznosi w = 999.014 kg/m3, a za gasove je to vazduh, čija je
gustina pri istim p,T-uslovima a = 1.2232 kg/m3.
Za naftu je
a za gasove (
)
( ⁄
⁄)
Relativna gustina gasa jednaka je dakle količniku njegove molekulske mase i molekulske
mase vazduha. Moguće je odrediti molekulsku masu gasa bez poznavanja njegovog
sastava, tj. Na osnovu gravimetrijski određene relativne gustine gasa.
Molarna masa gasne smeše je: ∑
Relativne gustine gasa i nafte su indirektni pokazatelj njihovog sastava, te se koriste kao
parametar u mnogim različitim korelacijama PVT i drugih svojstava gasno-naftnih
sistema.
35
Česti korelacijoni parametar je i relativna gustina nafte, izraţena stepenima API
(akronim za American Petroleum Institute):
Koeficient izotermne kompresibilnosti gasa definisan je uopšteno:
(
)
(
)
(
)
36
5. Gasovite petrobitumije-gasovi
5.1. Sastav i fizička svojstva gasa
Pirodni gas je najčistije fosilno gorivo, koje se sastoji se uglavnom od metana (CH4) koji
je najjednostavniji ugljovodonik i teţih sloţenijih ugljovodonika kao što su etan (C2H6),
propan (C3H8) i butan (C4H10). Gas koji se koristi kao gas za kućnu upotrebu, trgovini i
industriji ustvari je gotovo čisti metan. Vrednost prirodnog gasaizraţava se prema
gorivim karakteristikama metana, koji je bez boje i bez mirisa, a kad se zapali gori
svjetlim i slabo sjajnim plamenom. Miris prirodnom gasa se veštački dodaje (odorisanje).
Prirodni gas često sadrţi nečistoće, kao što su ugljen dioksid, sumporovodonik i voda,
zatim azot, helijum i ostali gasovi u tragovima. Kako ugljen dioksid ne gori, smanjuje
time gorivu vrednost prirodnom gasu. Međutim, ugljen dioksid moţe se utiskivati u
naftna leţišta za povećanje proizvodnje, tako da se ponekad izdvaja iz prirodnog gasa i
prodaje kao nus produkt. Аzot se takođe koristi kao gas za utiskivanje u leţišta, dok je
helijum vredan u elektronskoj industriji i za punjenje balona.
Propan i butan izdvajaju se iz prirodnog gasa i prodaju odvojeno. Tečni naftni gas (TNG,
LPG), (ukapljeni) koji je uglavnom propan, uobičajena je zamena za prirodni gas u
ruralnim područjima gde nema direktnegasne mreţe.
Sumporovodonik je jako otrovan, korozivan i opasan u vrlo malim koncentracijama s
mirisom na trula jaja. Zbog svoje korozivnosti uzrokuje velika oštećenja u
gasnimbušotinama, na uzlaznim cevima, ventilima i spojevima, tako da se mora
odstraniti iz prirodnog gasa pre nego se transportuje u cevovode. Pored izdvojenog
sumporovodonika i ugljen dioksida, dehidracijom se tađe ekstrahuje voda pre nego što se
gas transportuje u cevovode.
Čisti metan razvija se i u rudnicima uglja, jer ugalj ima takvu hemijsku strukturu koja
razvija samo metan. Gas je adsorbovan uz površinu uglja duţ prirodnih pukotina, koje
prvo proizvode vodu a nakon toga oslobađa se metan. Zato su ugljenokopi opasni, zbog
opasnosti od eksplozije metana. Glavni uslov za pretvaranje organskog materijala u
naftu i gas je temperatura. U relativno plitkim naslagama gde temperatura nije bila
dovoljno visoka za pretvaranje u naftu, brzom bakterijskom akcijom proizvodi se
organski (biogeni) gas koji je gotovo čisti metan, poznat kao močvarni ili barski gas.
Najveće gasno leţište na svetu biogenog porekla je Urengoj u Sibiru sa zalihama od 8
milijardi kubnih metara , gde je gas zarobljen ispod stalno zamrznute zemlje
U grupu gasovitih goriva naftnog porekla spadaju naftni gasovi - prirodni i rafinerijski.
Prirodni naftni gasovi (Natural gas NG), po novoj definiciji nazvani Gasoviti petroleum,
dobijajaju se iz gasnih, gasno-kondenzatnih i gasno-naftnih leţišta (bušotina).
Rafinerijski gasovi sporedni su proizvodi atmosferske destilacije nafte i niza procesa
termičke i katalitičke prerade različitih naftnih frakcia. Sve više se koriste kao gasovito
gorivo ali i kao sirovine za hemijsku i petrohemijsku industriju.
Odgovarajučom obradom - prečišćavanjem i destilacijom - prirodnih i rafinerijskih
gasova dobija se Tečni naftni gas -TNG (Liquefied Petroleum Gas LPG), koji se već
37
godinama koristi kao gorivo za domaćinstva i u industriji; u novije vreme sve češće i kao
gorivo za benzinske motore i kao sirovina za petrohemijsku industriju.
U drugoj polovini 20 veka i prirodni naftni gasovi prevode se u tečno stanje (Liquefied
Natural Gas LNG). To se čini zbog transporta do udaljenih potrošača specijalnim
brodovima - cisternama, koji ga uglavnom koriste kao gorivo ili kao petrohemijsku
sirovinu, a u novije vreme i za pogon motora SUS. U Rusiji i nekim drugim zemljama već
se koristi u gasovitom stanju za pogon motora velikih transportnih vozila.
5.2. Prednosti i nedostaci naftnih gasova
Naftni gasovi su najpogodnije gorivo za domaćinstva i toplane u velikim gradovima.
Potpunije sagorevaju od tečnih goriva naftnog porekla i od ugljeva. Iskorišćenje energije
znatno je bolje. Budući da su očišćeni od neţeljenih primesa i kontaminanata i da ne
sadrţe vodoniksulfid i merkaptane, ekološki su prihvatljiviji od drugih goriva.
Energija tečnih goriva naftnog porekla, hidroenergija, nuklearna energija i energija
različitih alternativnioh goriva, mora se prvo transformisati u druge oblike - pogodnije
za korišćenje.To podrazumeva izgradnju odgovarajućih postrojenja, velike investicije i
određene gubitke energije tokom prenosa.
Upotreba PNG kao goriva u domaćinstvima, u industriji cementa, cigle, crepa, keramike,
stakla, u prehrambenoj industriji i metalurgiji, podrazumeva izgradnju gasovodne i
distributivne mreţe, kao i odgovarajuće instalacije. To utiče na cenu gasa. Međutim, te
investicije su znatno manje od ulaganja u velike toplane, toplovode, električne centrale,
dalekovode itd.
Jedan od nedostataka PNG je skuplji transport u poređenju sa ugljem, naftom i
derivatima nafte. Međutim, sa energetskog aspekta prednosti su toliko velike da se ipak
isplati transportovati ga cevovodima ili brodovima u tečnom stanju preko čitavih
kontinenata i mora, što se sve češće i čini.
Drugi nedostatak PNG u poređenju sa tečnim naftnim gorivima je što bi se kod motornih
vozila morali koristiti veliki i specijalni rezervoari. Međutim, treba reći da već postoje i
takva rešenja.
5.3. Poreklo, geneza i tipovi ležišta PNG
Počev od geneze, preko migracija, do akumulacija u kojima se nalazi i iz kojih se dobija,
prirodni naftni gas (PNG) stalni je pratilac nafte. I za PNG, kao i za naftu, još nisu
potpuno pouzdano utvrđeni poreklo i geneza, kao ni način formiranja akumulacija.
Uglavnom preovladava mišljenje stručrrjaka da je i PNG organskog porekla, a da je
geneza bila slična genezi nafte. To mišljenje zasniva se na činjenici da je PNG redovni
pratilac nafte u leţištaima.
Tačno je da se akumulacije nafte i prirodnog naftnog gasa uglavnom nalaze u
sedimentnim stenama, u podzemnim rezervoarima kakvi su formirani u svim geološkim
periodama, na dubinama od svega hekoliko desetina do nekoliko hiljada metara.
Međutim, treba reći da su pronađeni tragovi ugljovodonika (preteţno metana) i u
eruptivnim stenama i u granitnim masivima, u kojima, zna se, nije bilo organskog
38
materijala. Zbog toga se ne sme potpuno odbaciti ni hipoteza o neorganskom poreklu
PNG. Uz to treba reći da je najnovijim istraţivanjima dokazano prisustvo tečnog metana
na nekim planetnim satelitima, na kojima sigurno nema organskog materila ni ţivota.
To bi moglo biti potvrda hipoteze o direktnoj sisntezi ugljovodonika iz ugljenika i
vodonika.
5.3.1. Klasifikacija ležišta prirodnog naftnog gasa
Klasifikacija leţišta vrši se zbog načina razrade, reţima i tehnologije proizvodnje, a
kriterijumi za klasifikaciju su fizičke i termodinamičke osobine fluida. Najvažnije
osobine - gustina, kompresibilnost i viskoznost - zavise od PVT uslova, tj. od odnosa
pritiska, zapremine i temperature gasa.
Prema nekim autorima u prirodi postoje tri tipa leţišta: izolovana gasna, gasno- naftna i
gasno-kondenzatna Drugi ih dele na leţišta suvog gasa, vlažnog gasa, gasnog kondenzata
i isparive nafte. Međutim, često se ističe da je nekada teško razlikovati gasno-
kondenzatna leţišta od leţišta vlaţnoga gasa, a naročito od leţišta isparive nafte. Stoga
je prva podela moţda i jednostavnija i prirodnija.
Izolovana gasna ležišta. U izolovanim gasnim leţištima nalazi se tzv. suvi ili siromašni
PNG bez viših ugljovodonika. Te vrste nalazišta obično nisu u neposrednoj vezi sa
naftom. Od ugljovodonika u njima dominatan je metan, a etan, propan i butani, nalaze se
u promenljivim i uglavnom malim količinama. Pritisak u takvim leţištima moţe biti i do
100 bara (10 MPa).
Gasno-naftna ležišta U leţištima ovoga tipa PNG je u kontaktu sa naftom. Pored
metana u takvom gasu nalaze se znatno veće količine etana, propana i butana, pa i viših
ugljovodonika. Zbog toga je uslovno nazvan "vlažnim", bogatim ili masnim naftnim
gasom naftnog porekla.
Kod gasno-naftnih leţišta postoje dve mogućnosti: Da gas prati naftu ili da nafta prati
gas. U oba slučaja deo gasa je rastvoren u nafti, a slobodni deo se nalazi iznad nje u tzv.
gasnoj kapi. Taj deo svrstava se u grupu prirodnih naftnih gasova, a deo gasa koji se
nalazi rastvoren u nafti, naziva se pratećim ili kaptažnim naftnim gasom.
Za svako leţište ove vrste određuje se tzv. gasni faktor. On je definisan brojem
standardnih kubnih metara gasa ( Sm3) koji se mogu dobiti iz jednog kubnog metra
tečnosti (nafte ili kondenzata) i izraţava se kao Sm3/m3. (Sm3 oznaka je za kubni metar
gasa pri atmosferskom pritisku i na 15°C).
Zavisno od uslova u leţištu i od stepena promena koje su se dešavale tokom geneze i
migracije, veličina gasnog faktora može da varira u širokim granicama. od 900 do 18.000
Sm3/m3 kod gasno-kondenzatnih leţišta, od 5 do 500 Sm3/m3 kod gasno-naftnih i ispod
20 Sm3/m3 kod leţišta teških nafti.
Visoke vrednosti gasnog faktora karakterističn§ su za leţišta jako transformisane
parafinske nafte, a niske za manje transformisane naftenske nafte. Inače gasni faktor
opada tokom eksploatacije leţišta srazmerno stepenu iskorišćenja.
39
Gasno-kondenzatna ležišta Karakterišu ih visoki pritisci (iznad 3 x 107 Pa = 30 MPa,
= 300 bara = 306 atm), i visoke temperature (80 - 100°C i više). U tim uslovima u gasno
stanje prelaze i ugljovodonici S5 pa i znatno viši.
Zbog sadrţaja viših ugljovodonika ti gasovi su nazvani vlažnim, masnim ili bogatim Po
tome su slični gasovima iz gasno-naftnih leţišta.
Viši ugljovodonici se pri sniţenju temperature kondenzuju, ponovo prelaze u tečno stanje
u prirodni gazolin (smešu ugljovodonika od C5 do C10), ili u kondenzat (smešu
ugljovodonika od C5 do C35.)
Količine kondenzata mogu da se kreću od 100 do 500 cm3/m3 prirodnog gasa. Ovakvi
kondenzati mogu se prerađivati istim redosledom kao nafta. Laki destilati mogu biti
sirovine za izomerizaciju, katalitički reforming ili komponente motornih benzina; često
ih na naftnim poljima mešaju sa sirovom naftom kojoj se tako povećava cena.
5.3.2. Terminologija
Na 11. Svetskom kongresu za naftu i gas, 1983. god. u Londonu, imenovana Studijska
grupa predloţila je univerzalni nomenklaturni sistem. Za sve prirodne mešavine
ugljovodonika koje se nalaze u podzemnim leţištima, u različitim geološkim strukturama
i na različitim dubinama, bez obzira na agregatno stanje, usvojen je opšti naziv
petroleum. Shodno tome prirodni naftni gas (Natural Gas) gasoviti deo petroleuma.
U zapadnoj stručnoj literaturi koriste se i dodatni nazivi kojima se bliţe ukazuje na
osobine PNG, zavisno od tipa leţišta i od stepena obrade, odnosno, od pripreme za
upotrebu. Evo nekih od tih naziva.:
Natural Gas (NG) - prirodni naftni gas (PNG) - naziv je za onaj deo petroleuma koji se u
prirodnim podzemnim rezervoarima, u leţišnim uslovima, (pri određenom pritisku i
određenoj temepraturi) nalazi u gasovitom stanju i koji u takvom stanju ostaje i po
izlasku iz bušotine, tj. pri atmosferskom pritisku i na temperaturi okoline. Uz to treba
reći da, zavisno ot tipa leţišta, deo PNG moţe biti rastvoren u sirovoj nafti.
Non Associated Gas - naziv je za prirodni naftni gas iz izolovanog gasnog leţišta, koji nije
u kontaktu sa tečnom naftom.
Associated Gas – Gas Cap i Solution Gas - naziv je za prirodni naftni gas koji je u leţištu
u kontaktu sa tečnom naftom i koji je delom rastvoren u njoj, što zavisi od leţišnih
uslova.
Raw Natural Gas - naziv je za sirovi PNG, kakav je izašao iz bušotine i koji nije
oslobođen eventualno prisutnih - azota, ugljendioksida, vodoniksulfida i drugih nečistoća
i primesa.
Marketable natural Gas - naziv je za PNG koji je oslobođen štetnih primesa i pripremljen
za upotrebu u domaćinstvu ili u industriji.
Wet (Rich) Gas - naziv je za "vlažni" ili masni PNG koji, osim metana, sadrţi i određene
komercijalne količine ugljovodonika viših molekulskih masa.
Dry (Lean) Gas - naziv je za "suv“ ili "mršavi“ PNG, koji se preteţno sastoji od metana i
ne sadrţi komercijalne količine ugljovodonika viših molekulskih masa.
40
Sweet Natural Gas - naziv je za PNG koji ne sadrţi jedinjenja sumpora.
Sour Natural Gas - naziv je za PNG koji sadrţi veće količine kiselih jedinjenja sumpora
ili ugljendioksida.
Liquefield Natural Gas (LNG)- naziv je za tečni PNG (tečni prirodni naftni gas - TPNG),
koji se posebnim postupkom (likvefakcijom) prevodi u tečno stanje. U novije vreme
TPNG se sve više transportuje specijalnim brodovima - tankerima.
Liquefield Petroleum Gas (LPG)- naziv je za tečni naftni gas -TNG. To je obično
mešavina propana i butana u tečnom stanju, moţe sadrţati i nešto propena i butena, ako
im se dodaju i olefini iz rafinerijskih procesa. Koristi se kao gorivo za domaćinstvo i u
industriji, a u novije vreme i kao gorivo za*pogon motora SUS.
Condensate - kondenzat - naziv je za laki prirodni gazolin koji se dobija iz tzv. gasno-
kondenzatnih leţišta. On sadrţi visok procenat pentana i viših ugljovodonika. Pošto kao
takav nije pogodan za proizvodnju motornih benzina, njime se obično obogaćuje sirova
nafta, koja se prodaje po višoj ceni.
5.3.3. Sastav i fizičko hemijska svojstva prirodnih gasova
5.3.3.1. Osobine prirodnih naftnih gasova
Glavni i najkorisniji konstituenti prirodnih naftnih gasova su parafinski ugljovodonici
(alkani) najniţih molekulskih masa. Sporedne komponente ili prateće primese, mogu biti
gasoviti neugljovodonici različitih struktura i osobina. Њihova masena zastupljenost
moţe da varira u dosta širokim granicama.
Prirodni gas - supstanca koja je pod normalnim uslovima su u gasovitom stanju i, u
zavisnosti od uslova, moţe biti u tri stanja: slobodnom, adsorbovanom i rastvorenom.
Ugljovodonični gas u uslovima gasnog sloja, u zavisnosti od svog sastava, pritiska i
temperature moţe biti u različitim agregatnim stanjima - gasnom, tečnom ili kao smeša
gas-tečnost. Slobodni gas se obično nalazi u podignutom delu formacije u gasnoj kapi.
Аko nema gasne kape u naftnom rezervoaru (sloju), (ovo je moguće sa visokim pritiskom
u naftnom sloju ili je stena sa specifičnom strukturom), gas je rastvoren u nafti.
Rastvaranjem gasa u nafti će se smanjiti pritisak koji se stvorio u naftnom polju, a ovaj
gas se naziva naftni, kaptaţni gas (associated gas) Nafta u uslovima naftno-gasnog sloja
sadrţi rastvoreni gas. Ukoliko je veći pritisak u formaciju, rastvorena je veća količina
gasa u nafti. Pritisak pri kojem je cela količina gasa rastvorena u nafti naziva se pritisak
zasićenja. On zavisi od sastava nafte i gasa i temperature u rezervoaru. Od pritiska
zasićenja zavisi gasni faktor - količinu gasa (m3) koji se nalazi u jednoj toni nafte (m3).
associated-dissolved gas –naftni (kaptaţni, kaptaţni naftni) gas, gas naftnih bušotina,
gas (naftni gas) na glavi zaštitne kolone, v. casinghead gas.
associated gas (ASGAS) –naftni (kaptaţni) gas, gas naftnih leţišta. Masni (mokri)
prirodni gas (wet gas) koji je u kontaktu s naftom u leţištu kada egzistira u slobodnom
stanju, u gasnoj kapi leţišta ili kao otopljen u slojnoj nafti pri početnom leţišnom
pritisku i temperaturi. Za razliku od suvog slobodnog (nekaptaţnog) prirodnog gasa u
gasnom leţištu (nonassociated gas). Proizvodi se zajedno s naftom (ako proizvodnja
41
naftnog gasa ne utiče, znatno, na iscrpak nafte, tada drţavna regulativna agencija moţe
da naftni gas klasifi cirati u slobodni (nekaptaţni).
Prema nekim definicijama, pojam se odnosi samo na plin u plinskoj kapi (ne i na plin
otopljen u nafti). Sinonimi: co-produced gas, co-produced natural gas; v. associated wet
gas, nonassociated gas.
5.3.3.2. Ugljovodonici u prirodnim naftnim gasovima
Glavnu masu PNG čine prvi članovi parafinskog ili metanovog niza- alkani. Dominantan
je metan (CH4), a u manjim i promenljivim količinama nalaze se etan (CH3CH3), propan
(CH3CH2CH3), n-butan (CH3CH2 CH2CH3) i iso-butan ((CH3)2 CHCH3). U znatno manjim
količinama, zavisno od tipa leţišta, i leţišnih uslova, mogu biti prisutni pentani, heksani
i ugljovodonici viših molekulskih masa (Tabele 1-3, 6).
5.3.3.3. Neugljovodonici u prirodnim naftnim gasovima
Neugljovodonici su nepoţeljni pratioci, primese ili kontaminanti PNG. To mogu biti
ugljendioksid (CO2) azot (N2), vodoniksulfid (H2S), merkaptani (RSH), vodena para, a
nekada helijum (He), neon (Ne) i argon (Ar), a nekada i živina para (Hg). Poreklo, vrsta i
udeo tih primesa u prirodnim naftnim gasovima zavise od vrste matičnih stena, od
različitih procesa koji su se milionima godina odvijali u litosferi, od migracija i od samih
leţišta iz kojih se dobijaju (Tabele 1-3, 5,6).
Prirodni gas dobijen iz gasa, kondenzata i tečne sirovine (nafte) sastoji se od
ugljovodonika (CH4 - C4H10 i viših), kao i od ne-ugljovodoničnih komponenata (H2S, N2,
CO, CO2, Ar, H2, He i dr.). Kvalitativni sastav gasova od naftne osnove uvek je isti, što
nije slučaj sa gasovima koji potiču iz vulkanskih erupcija.
Pod normalnim i standardnim uslovima u gasovitom stanju postoje samo S1–S4
ugljovodonici. S5 i viši ugljovodonici pod normalnim uslovima su u tečnom stanju.
Tabela 1 Hemijski sastav PNG iz različitih tipova leţišta (sadrţaj kompon. PNG je u %)
Izvor.Grupa autora: Prirodni plin, Zagreb, 1989.goriva naftnog porekla
Naziv gasa Gasna leţišta Gasno-kondenzatna
leţišta
Gasno-naftna
leţišta
Metan (CH4) 994,50 85,00 70,30
Etan (C2H6) 11,44 4,10 7,40
Propan (C3H8) 00,34 3,37 6,20
Butani (C4H10) 00,20 1,40 4,10
Pentani(C5H12) 0,14 0,80 3,20
Heksani (C6H14) 00,08 0,60 3,00
Heptani i viši (C7+) 00,40 3,40 2,00
Аzot (N2) 00,30 0,81 1,79
Ugljendioksid (CO2) 22,60 0,50 1,90
Vodoniksulfid (H2S) - 0,02 0,11
42
Sadrţaji neugljovodonika u PNG promenljivi su i kreću se od tragova do nekoliko
procenata. Od tih primesa zavisi komercijalna vrednost i leţišta i PNG, bilo da se PNG
koristi kao gorivo ili kao sirovina za petrohemijsku industriju.
Što je primesa u gasu manje, komercijalna vrednost leţišta i PNG veća je. Radi
poboljšanja toplotne, odnosno, ogrevne vrednosti PNG, neugljovodonici se njačešće
moraju odvajati posebnim tehnološkim postupcima.
5.3.3.4. Sastav prirodnih gasova iz ležišta u Svetu
Tabela 2. Hemijski sastav PNG iz gasnih i naftno-gasnih leţišta u svetu (Sadr. kompon.
PNG je u %
Izvor. Hobson, Modern Petrroleum Technology, 5th Ed. 1986 p. 702, Tab 1
5.3.3.5. Sastav prirodnih gasova iz ležišta u Rusiji
Gasovi proizvedeni iz čisto-gasnih polja sadrţe više od 95% metana (Tabela 2.1.).
Tablica 2.1: Hemijski sastav gasa dobijenih iz izolovanih gasnih polja, vol. %
Oblast CH4 C2H6 C3H8 C4H10 C5 N2 SO2 Rel. Gust.
Severo-
Stavropolьskoe 98,9 0,29 0,16 0,05 – 0,4 0,2 0,56
Urengoйskoe 98,84 0,1 0,03 0,02 0,01 1,7 0,3 0,56
Šatlыkskoe 95,58 1,99 0,35 0,1 0,05 0,78 1,15 0,58
Medveţьe 98,78 0,1 0,02 – – 1,0 0,1 0,56
Sadrţaj metana u gasovima iz gasno kondenzacionih polja kreće se u opsegu od 75 - 95%
(tabl. 2.2).
Tablica 2.2: Hemijski sastav gasa iz gasno-kondenzatnih polja, Gasno-kondenzatnih
ležišta vol. %
Oblast CH4 C2H6 C3H8 C4H10 C5 N2 SO2 Rel. Gust.
Vuktыlьskoe 74,80 7,70 3,90 1,80 6,40 4,30 0,10 0,882
Iz gasnih leţišta CH4 C2H6 C3H8 C4H10 C5 N2 CO2 H2S
Аustralija-А/. W. Shelf 85,30 5,80 2,00 0,80 1,90 1,00 3,2
Аlţir- Hassi-R'Mel 83,50 7,00 2,00 0,80 0,40 6,10 0,20
Novi Zeland-Kapuni 46,20 5,20 2.00 0,60 0,10 1,00 44,90
Severno more-West Sole 94,30 3,10 0,50 0,20 0,20 1,20 0,50
Iz naftno-gasnih leţišta
Аbu Dhabi-Zakum 72,00 13,90 6,50 2,60 1,40 0,70 2,30 0,6
Severno more-Forties 46,50 13,20 19,80 10,60 8,00 1,20 0,70
43
Orenburgskoe 84,00 5,00 1,60 0,70 1,80 3,5 0,5 0,680
Яmburgskoe 89,67 4,39 1,64 0,74 2,36 0,26 0,94 0,713
Urengoйskoe 88,28 5,29 2,42 1,00 2,52 0,48 0,01 0,707
Gasovi proizvedeni zajedno sa naftom (associated gas) su mešavina metana, etana,
propan-butan frakcije (TNG) i prirodnog benzina (natural gasoline). Sadrţaj metana
varira od 35 - 85%, sadrţaj teških ugljovodonika u gasu će varirati u rasponu od 20-40%,
nekada i do 60% (vidi tabelu 2.3.).
Tablica 2.2: Hemijski sastav mokrog gasa iz naftno-gasnih polja Gasno-naftna ležišta
(associated gas), vol. %
Oblast CH4 C2H6 C3H8 C4H10 C5 N2 SO2 Relativna
gustina
Bavlinskoe 35,0 20,7 19,9 9,8 5,8 8,4 0,4 1,181
Romaškinskoe 3838 19,1 17,8 8,0 6,8 8,0 1,5 1,125
Samotlorskoe 53,4 7,2 15,1 8,3 6,3 9,6 0,1 1,010
Uzenьskoe 50,2 20,2 16,8 7,7 3,0 2,3 – 1,010
5.3.3.6. Sastav prirodnih gasova iz ležišta u Vojvodini
Tabela 3.. Hemijski sastav PNG iz nekih leţišta u Vojvodini (Sadrţaj komponenata PNG
je u %)
Izvor: Аksin, V., Geologija nafte, Novi Sad, 1967. str. 49
Karakterizacija teških nafti data je količinom suvih naftnih gasova, koji se izdvajaju, a u
svom sastavu imaju dominantnu količinu metana. Koeficient suvoće (k dry)
proporcionalan je sadrţaju metana.
Pod teţim ugljovodonicima se podrazumevaju ugljovodonici od etana (S2N6) i viši.
Karakterizacija lakih nafti vrši se izdvojenom količinom masnih-vlaţnih gasova.
Koeficient vlaţnosti (k wet)proporcionalan je sadrţaju teţih ugljovodonika.
Vojvodina CH4 C2H6 C3H8 C4H10 C5 N2 CO2
Velika Greda 91-98 0,6-2,5 0,3-1,1 0,5 0,2 1,0-4,5 -
Jermenovci (ka) 90-95 2,3-6,4 0,9-1,1 1,5-1,8 0,5 -
Elemir (kapt.) 57-79 8,0-14,0 6,0-12,0 3-7 1,5-3,0 1,9-2,0 4,5
Kikinda F (ka) 72-86 5,0-8,0 4,0-7,0 2,5-5,5 1,2-2,0 1,3-4,0 0,6-1
Kikinda 75- 89 4,5- 8,0 1,5-5,0 1,0-2,5 0,4-1,0 2,0-6,0 0,5-2,2
Kik. Varoš (k) 70,3 14,5 6,5 4,3 1,6 2,8 -
Mokrin 79-89 5,0-8,0 1,2-4,0 1,0-2,0 0,4-1,0 3,0-5,0 0,2-0,8
Plandište 80-86 1,4-4,0 - - - 12-16 -
44
5.3.4. Fizičko-hemijske karakteristike ugljovodoničnih gasova
Naftni gas u normalnim uslovima čini smeša nepolarnih ugljovodoničnih jedinjenja.
Glavnu masu PNG čine prvi članovi parafinskog ili metanovog niza- alkani. Dominantan
je metan (CH4), a u manjim i promenljivim količinama nalaze se etan (CH3CH3), propan
(CH3CH2CH3), n-butan (CH3CH2 CH2CH3) i iso-butan ((CH3)2 CHCH3). U znatno manjim
količinama, zavisno od tipa leţišta, i leţišnih uslova, mogu biti prisutni pentani, heksani
i ugljovodonici viših molekulskih masa (Tabela 6).
Sa tačke gledišta fizike mogu primeniti na naftne gasove zakoni koji vaţe za idealne
gasove, a sa tačke gledišta matematike – kod smeša gasova se moţe uzeti da je to
aditivni sistem. Dakle, da procenu osobina gasne smeše (u normalnim ili standardnim
uslovima) kod kalkulacije fizičko-hemijskih i tehnoloških parametara kalkulacija moţe
se koristiti aditivna metoda (Psmeše, parametri smeše):
∑
Gde je gi – teţinski udeo; Ni – molski udeo; Vi – zapreminski udeo;
Pi - i-ti parametar ugljovodoničnih ili ne-ugljovodoničnih komponenti.
Na primer, gustina gasne smeše, moţe se izračunati sledećim izrazom:
∑
Gustina gasa moţe se kalkulisati odnosom molekulska mase gasa (Mi) i molarne
zapremine(Vm). Za normalne uslove (STP) će biti:
Naftni gas sadrţi smešu ugljovodonika, tako da za evaluaciju njegovih fizičko-hemijskih
karakteristika po formuli (2.3) neophodno je poznavati sastav smeše.
Za određivanje mnogih fizičkih karakteristika prirodnog gasa koristi se jednačina
idealnog gasnog stanja.
Jednačinom stanja naziva se analitički odnos između parametara koji opisuju promenu u
stanju materije. Kao parametri koji opisuju stanje materije koristi se pritisak,
temperaturu, volumen. Stanje gasa pod normalnim standardnim uslovima opisuje se
Mendeleev-Clapeyron jednačinom stanja:
gde je P - apsolutni pritisak, Pa;
V - zapremina m3; Q - količina supstance, kmol; T - apsolutna temperatura, K; R -
univerzalna gasna konstanta, Pa × m3 / (kmol × stepeni).
Na osnovu jednačine gasnog stanja gasa mogu se izračunati mnogi parametri kao što su:
45
gustina gasa, molarna zapremina, količina i broj molekula, parcijalni pritisak i dr., Аko
se jednačina gasnog stanja odnosi na 1 mol, to jest, Q = ∑Ni i PV = ∑NiRT.
Ova jednačina ima svoje granične uslove. Vaţi za idealne gasove pod normalnim,
atmosferskim pritiskom (1 atm), i bliskim pritiscima (maksimalno 10-12 atm).
Pri višim pritiscima gas je komprimovan. Zbog orijentacije C-H dolazi do preraspodela
gustine elektrona, a molekuli gasa se međusobno privlače (fizički interakcije).
Na račun ove interakcije u jednačini (2.18) se uvodi overcompressibility faktor z, koji je
predloţio holandski fizičar Van der Waals, pa se taj faktor i naziva Van der Waalsova
sila. Uvođenjem ovog faktora, uzima se u obzir koliko stvarni gas odstupa od idealnog
stanja:
gde je Q - količina supstance, kmol; z – koeficient kompresibilnosti;
Fizički smisao koeficijenta kompresibilnosti je da se njegovim uvođenjem proširi opseg
tačnosti; tj. granični uslovi jednačine Mendeleev-Clapeyron za visoke pritiske.
Kritična temperatura je temperatura iznad koje ne postoji razlika između tečne i
gasovite faze. Pri toj temperaturi nastaje superkritični fluid. Iznad kritične
temperature povećavanjem pritiska ne moţe se dobiti tečna faza. Kritični pritisak je
pritisak pare na kritičnoj temperaturi. Na faznom dijagramu se kritični pritisak i
temperatura obiljeţavaju kao kritična tačka.
Faktor z zavisi od pritiska i temperature (kao što je predviđeno, kritičnog pritiska i
temperature), prirode gasa.
U praksi se definiše kritični pritisak – kao pritisak pri kojem ugljovodonični gas
prelazi u tečno stanje.
Kritična temperatura - temperatura na kojoj ugljovodonična tečnost prelazi u gasovito
stanje.
46
Navedeni parametri pojedinačnih komponenti su bezdimenzione veličine, koje pokazuje
koliko puta stvarni parametri stanja gasa odstupaju od kritičnih:
∑
∑
( )
Postoje grafikoni i empirijske formule za procenu koeficijent zavisnosti koeficienta
kompresibilnosti od tih pritisaka i redukovanih temperatura.
Znajući koeficient kompresibilnosti, moţete se izračunati količina gasa u uslovima
gasnog sloja pomoću Boylya-Marïott-ovog zakona:
Odnos između zapremine gasa u uslovima gasnog sloja ( ) i zapremine gasa u
normalnim uslovima (Vo) naziva se zapreminski koeficient (b) gasa. Zapreminski
koeficijent gasa koji se koristi da bi se izvršilo preračunavanje zapremine gasa pod
normalnim uslovima, ako je poznata zapremina gasa u uslovima rezervoara, i obrnuto
(na primer, prilikom obračuna rezervi gasa):
Viskoznost je otpor protoku fluida koji nastaje kao rezultat prenosa momenta količine
kretanja normalno na pravac protoka a zbog gradijenta brzine.
Viskoznost je vrsta unutrašnjeg trenja odnosno otpor kojim se slojevi fluida (gasovi i
tečnosti) suprotstavljaju kretanju jednih u odnosu na druge i analogna je trenju kod
čvrstih tela.
Razlikuje se dinamička viskoznost () i kinematska viskoznost (). Kinematska
viskoznost se odigrava pod uticajem gravitacije. Viskoznost ugljovodoničnog gasa pod
normalnim uslovima je niska i ne prelazi 0.01 cP (centipoaza). Ne-ugljovodonične
komponente prirodnog gasa: helijuma, azota, ugljen-dioksid, vodonik-sulfida, vazduh su
viskoznije. Indeks viskoznosti za njih varira od 0,01 do 0,025 cP (centipoaza).
Dinamička viskoznost zavisi od srednjeg slobodnog putu molekula gasa i prosečne brzine
molekula gasa:
gde - gustina gasa;
- Srednja slobodni put molekula;
- Prosečna brzina molekula.
47
Sa povećanjem temperature povećava se srednji slobodni put molekula i prosečna brzina
molekula, a samim tim se povećava viskozitet gasa i pored smanjenja gustine.
Povećanje pritiska od 1 do 10 atm ne utiče na viskoznost gasa, jer se smanjenje prosečne
duţine putanja molekula i prosečna brzina molekula kompenzuje povećanjem gustine.
Međutim, ova zakonomernost sa na pritiscima iznad 30 bar (više od 3 MPa) menja. Gas se
pribliţava kritičnom regionu pritiska i prelazi u tečno stanje. Viskozitet tečnih sistema
opisuje Њutnov zakon, koji se odlikuje svojim sopstvenim zakonomernostima.
5.3.5. Rastvorljivost gasa u nafti i vodi
Od količine rastvorenog gasa u slojnoj nafti (reservoir oil) zavise sve najvaţnije
karakteristike: viskoznost, stišljivost, termičkog širenja, gustina i drugih.
Distribucija komponenti gasa između tečnih i gasovitih faza je određena zakonima
rastvorljivosti.
Henrijev zakon-definicija: Količina gasa koja se rastvara u nekoj tečnosti je direktno
proporcionalna parcijalnom pritisku tog gasa, na zadatoj temperaturi. Drugim rečima, sa
povećanjem pritiska povećava se i mogućnost tečnosti da rastvori neki gas, dok se sa
povećanjem temperature taj kapacitet smanjuje.
Karakteristike gasa rastvorenog u nafti i vodi vaţne su u svim fazama razrade leţišta
nafte, kao i u procesima pripreme i transporta.
Rastvaranje idealnog gasa na niskim pritiscima i temperaturama opisane su Henri-
jevim zakonom:
gde jeVl – zapremina tečnog rastvarača; – koeficient rastvorimosti gaza; Vg –
zapremina gasa, rastvorenog na datoj temperaturi; R – pritisak gasa iznad površine
tečnosti; K – Henrijeva konstanta Genri (K=f()).
Koeficient rastvorljivosti gasa () pokazuje, koja količina (zapremina) gasa ( ) je
rastvorena po jedinici zapremina tečnosti ( ) u datom pritisku:
Koeficient rastvorljivosti zavisi od prirode gasa i tečnosti, pritiska i temperature.
Priroda vode i ugljovodonika je različita. Ugljovodonična komponenta gasa rastvara se
dobro u ugljovodonika sistemima, nafti, a u vodi loše. Neugljovodonične komponente
naftnih gasova, kao što su SO, SO2, N2S, N2 rastvaraju se bolje u vodi. Na primer, slojna
voda vrlo je gazirana, ona sadrţi oko 5 m3 gasa SO i SO2 na 1 tonu vode.
Rastvorljivost ugljovodonika u nafti pokorava se Henrijevom zakonu. Pošto pritisak
povećava rastvorljivost ugljovodonika gasa, a sa porastom temperature - pada,
ugljovodonični gas je manje rastvorljiv u nafti sa porastom temperature.
Različite komponente gas imati različite sposobnost da se rastvoraju u tečnosti, i sa
povećanjem molekulske mase povećava se koeficient rastvorljivosti gasa u naft. Stepen
48
rastvaranja ugljovodoničnog gasa ne zavisi molekulske mase rastvarača, nego samo od
njegove prirode.
Rastvorljivost ugljovodonika u vodi ne podleţe Henrijevom zakonu. Koeficijent
rastvorljivost naftnih gasova u vode varira u širokim granicama, i dostiţe vrednost od 4 -
5 10-5 m3/(m3 Ra). Rastvorljivost nekog gasa zavisi i od saliniteta, temperature i pritiska.
Sa povećanjem saliniteta rastvorljivosti ugljovodonika u vodi se smanjuje. Sa porastom
temperature rastvorljivosti ugljovodonika u vodu prvo opada, a onda se povećava, i
prolazi kroz maksimum. Osim toga, minimalna rastvorljivost temperatura gasova se
povećava sa porastom veličine gasnih molekula.
Količina gasa koji se oslobađa iz nafte ne zavisi samo od sadrţaja gasa u nafti, nego i od
sposobnosti degazacije. Razlikuje se degazacija, kod koje gas koji je izdvojen ostaje u
kontaktu sa naftom i degazacija kod koje se degasiran gas kontinualno uklanja iz
sistema (diferencijalno degaziranje).
Striktno poštovanje uslova diferencijalnog degaziranja, sa kontinualnim odvođenjem
gasa, u laboratoriji je teško, tako da se zamenjuje „stepenastom― degazaciom, u kojoj se
diferencijalna degazacija simulira degazacijom u više koraka.
U procesu proizvodnje nafte postoje u oba načina degazacije. U početnim fazama
smanjenja pritiska dolazi smanjenja pritiska zasićenja, pa čak i kada gas miruje u
odnosu na naftu, postoji kontaktna degazacija. U narednom periodu eksploatacije gasa iz
nafte, gas brzo izlazi sa dna bušotine i moţe govoriti o diferencijalne oslobođenje
Koeficijent degazacije se definiše kao količina gasa oslobođenog po jedinici zapremine
jedinice nafte sniţenjem pritiska za jedinicu mere. Koeficient degazacije je niţi u
postupku kontaktne degazacije u odnosu na diferencijalnu degazaciju (sa odvođenjem
gasa).
Pri kretanju gasa kroz formacije stena dešava se takozvani „efekat leptira― - pad u
pritiska gasne struje dok se kreće kroz suţenja u kanalima u stenama. Pri ovom
strujanju dolazi i do promene temperature. Intenzitet promena temperature sa
promenom pritiska karakteriše se Joule-Thomson koeficijentom:
gde je T – promena temperature, :
– koeficient Joule-Thomson (zavisi od prirode gasa, pritiska, temperature);
R – promena pritiska.
Sniţavanje temperature u gasnom toku gasa u naftnom sloju je malo, čak i u slučaju da
je visok diferencijalni pritisak. U uslovima leţišta, uglavnom se kretanje gasa odvija pod
izotermskim uslovima. Bliţe dnu, posebno u zoni opreme na dnu bušotine (the down-hole
fittings), „gušenje― gasom moţe dovesti do značajnog smanjenja temperature, što je od
velikog značaja u eksploataciji naftnih polja sa visokim sadrţajem parafina.
5.3.6. Pritisak zasićenje naftnog gasa
Pritisak pri kojoj su sva gasa rastvori u tečnosti (tj prelazi u tečno stanje) se zove
zasićenja pritiska.
49
Аko je pritisak naftnog sloja manji od pritiska zasićenja, deo gasa je u slobodnom stanju,
i stvara "gasnu kapu". Аko je u gasnom sloju veći od pritiska zasićenja pritiska, kaţe se
da je nafta "pod zasićena, undersaturated" gasom i sav gas je rastvoren u nafti. Pritisak
zasićenja moţe da korespondira sa pritiskom sloja, pa je nafta je potpuno zasićena
gasom.
Pritisak zasićenja slojne nafte je maksimalni pritisak gasa na kojima počinje da se
izdvaja iz nafte pri izotermskoj ekspanziji na ravnoteţnim termodinamičkim uslovima.
Pritisak zasićenja zavisi od zapreminskog odnosa nafte i rastvorenog gasa, sastava i
temperature formacije. Sa povećanjem molekulsku teţinu nafte (gustine), ovaj
parametar se povećava.
Sa porastom količine gasnih komponenti, gas se relativno slabo rastvora u nafti i
pritisak zasićenja se povećava. Posebno visok pritisak zasićenja imaju nafte, u kojima je
rastvorena značajna količina azota. Sa sniţavanjem temperature pritisak zasićenja se
moţe znatno povećati.
5.3.7. Hemijski sastav PNG iz gasno-kondenzatnih ležišta
Posle odvajanja PNG od kondenzata, hemijski sastav sličan je gasu iz čisto gasnih
leţišta; razlika je samo u masenoj zastupljenosti pojedinih gasovitih ugljovodonika.
Sadrţaj metana je redovno niţi, a sadrţaji etana, propana i drugih ugljovodnika je viši.
Hemijski sastav kondenzata menja se i zavisi od reţima eksploatacije leţišta. Pri
stalnom pritisku sastav kondenzata je konstantan. Sa padom pritiska sastav kondenzata
se menja. Kod nekih stabilizovanih kondenzata sadrţaj parafinskih ugljovodonika kretao
se u granicama 30-70%, naftenskih 30-50%, a aromatičnih 5-30%.
5.3.8. Hemijski sastav kaptažnih naftnih gasova
Pod pojmom prateći ili kaptaţni naftni gas podrazumeva se samo onaj deo gasa u gasno-
naftnom ili naftnom leţištu koji je rastvoren u nafti i koji se iz nje mora izdvojiti
posebnim tretmanom po izlasku iz bušotine. Na taj način se nestabilna nafta stabilizuje i
priprema za bezbedniji transport.
Gasovi oslobođeni iz nafte ne razlikuju se od prirodnih po vrsti prisutnih ugljovodnika,
već samo po njihovom sadrţaju. Sadrţaj metana u kaptaţnim gasovima moţe da se kreće
u granicama od 30 do 60%, ređe iznad toga, ali su znatno viši sadrţaji: etana 5-14%,
propana 3 - 18%, butana 2-8%, a viših ugljovodonika moţe biti u granicama 1 - 6%. Zbog
toga se kaptaţni gasovi svrstavaju u grupu bogatih ili masnih.
Za razliku od većine PNG, u kojima sadrţaj benzinskih para moţe biti u granicama 50-
100 g/m3 gasa, u kaptaţnim se moţe naći i preko 750 g/m3.
Istraţivanjima je utvrđeno da hemijski sastav kaptaţnih gasova zavisi od starosti i
sastava kolektorskih stena ali i od dubine naftnog leţišta. Iz gornjih horizonata npr.
dobijaju se siromašniji gasovi, a iz dubljih leţišta gasovi su bogatiji višim
ugljovodonicima. Međutim, zanimljivo je i teško objašnjivo to što ovi gasovi sadrţe veće
količine CO2 i N2.
50
5.3.9. Poreklo i osobine neugljovodonika u PNG
Ugljendioksid je skoro u svim leţištima redovni pratilac PNG. Postao je tokom
preobraţaja primarnog organskog materijala od kojeg su postali i ugljovodonici.
Sadrţaj ugljendioksida u prirodno naftnom gasu niţi je nego što bi se moglo očekivati ako
bi se sudilo po mehanizmima hemijskih promena koje su se dešavale na biljnim i
ţivotinjskim ostacima.
Međutim, treba imati u vidu da je ugljendioksid hemijski aktivan, da se rastvara u
leţišnim vodama i da gradi rastvorne bikarbonate.
Smatra se da se njegov sadrţaj u prirodnim gasovima, zbog hemijske aktivnosti, kreće
najčešće oko 2,5%. Međutim, u nekim leţištima PNG nađeno je 10-15%, pa i znatno više
ugljendioksida.
Visok sadrţaj ugljendioksida umanjuje toplotnu i komercijalnu vrednost PNG pa se često
mora odvajati. Međutim, postoje leţišta i kod nas i u svetu u kojima se nalazi preko 80%
ugljendioksida. U takvim slučajevima eksploatacija leţišta vrši se baš zbog njega, a
koristi se za gaziranje pića i u drugim granama industrije.
Treba istaći da ugljendioksid u prisustvu vode i u uslovima visokih pritisaka i
temperatura, izaziva intenzivnu koroziju na opremi. To je tzv. rupičasta ili tačkasta
korozija, koja je naročito intenzivna na temperaturama iznad 65°C.
Voda. U prirodnim gasovima voda se pojavljuje kao kondenzat vodene pare koja potiče iz
leţišne vode. Sa tom vodom ugljendioksid gradi ugljenu kiselinu, koja stupa u hemijske
reakcije sa gvoţđem kako sledi:
CO2 + H2O ↔ H2CO3
Fe + H2CO3 ↔ FeCO3 + H2
Pri velikim brzinama protoka gasa kroz cevi, posebno ako je i pritisak visok,
ugljendioksid dejstvuje razornije nego u miru jer se kombinuju erozija i korozija.
Intenzivna korozija javlja se pri brzinama proticanja od 10 do 15 m/s i pri parcijalnom
pritisku iznad 0,2 MPa.
Ugljena kiselina moţe reagovati i sa zemnoalkalnim hloridima koji se redovno nalaze u
leţišnim vodama. U tom slučaju sniţava se pH, a oslobađa se hemijski veoma aktivan i
korozivan hlorovodnik čiji su negativni efekti prikazani sledećim reakcijama:
CaCl2 + H2CO3 ↔ CaCO3 + 2HCl
2HCl + Fe ↔ FeCl2 + H2
FeCl2 + H2CO3 ↔ FeCO3 + 2HCl
Vodoniksulfid. lako je u nekim prirodnim naftnim gasovima nađeno i više od 2,5% H2S,
on ne spada u njihove redovne pratioce. Њegovo prisustvo u PNG dovodi se u vezu sa
nekim stenama. Primećeno je da vodoniksulfid sadrţe gasovi koji su bili u kontaktu sa
sulfatnim stenama (gipsom) ili sa sulfidima kao što je npr. pirit i njemu slični.
51
Kiselim i korozivnim smatra se PNG koji sadrţi vodoniksulfid iznad 0,01%. Međutim,
postoje nalazišta PNG sa sadrţajem H2S i oko 45%. Razume se, takav gas se koristi za
proizvodnju elementarnog sumpora, vaţne sirovine za hemijsku industriju.
Prema vaţećim standardima vodoniksulfid se mora odstraniti iz PNG pre njegove
upotrebe. Neprijatanog je mirisa (miriše na pokvarena jaja)#$3 izaziva koroziju na
opremi i veoma je toksičan - spada u grupu akumulativnih otrova.
Treba reći da se CO2 i H2S često mogu naći u litosferi kao metamorfni ili magmatski
gasovi. Neki autori misle da su ti gasovi mogli postati i u toku vulkanskih aktivnosti ili u
reakcijama između sulfata i niţih ugljovdonika prema sledećim rekacijama:
COSO4 + CH4 → CaS + CO2 + 2H2O
CaS + H2O + CO2 → CaCO3 + H2S
Osim toga smatra se da CO2 i H2S mogu postati i dejstvom anaerobnih bakterija na
ugljovodonike C1 do C5 u vodom zasićenim anhidritnim stenama.
Vodoniksulfid izaziva tri tipa korozije na opremi:
1. kiselu ili sulfidnu u prisustvu vode,
2. vodonikovu krtost,
3. naponsku koroziju.
Kisela ili sulfidna korozija ima za posledicu stvaranje sulfida gvoţđa. Idealni uslovi za
sulfidnu koroziju su kada je pH rastvora ispod 6.0. Аko je pH u intervalu od 6.0 do 9,5
oštećenja na opremi retko se dešavaju, a u slučajevima kada je pH iznad 9,5 korozija nije
zapaţena. Na temperaturama iznad 80°C proces sulfidne korozije je znatno manjeg
intenziteta.
Vodonikova krtost. U reakciji H2S sa gvoţđem oslobađa se vodonik koji se dalje ugrađuje
u strukturu metala, gradeći hidride, koji metale čine krtim. Ova vrsta korozije skraćuje
vek opreme i predstavlja potencijalnu opasnost za korisnike. Treba naglasiti da se sa
povećanjem temperature ova vrsta korozije smanjuje. Utvrđeno je da se nakon svakog
povećanja temperature za 100°C, pokretljivost vodonika udvostručava ali da se
istovremno povećava i njegova difuzija i koncentracija u metalu. Međutim, povećanje
pokretljivosti vodonika ima za posledicu ubrzan izlazak iz metala. Povećanom difuzijom i
promenom dinamičke ravnoteţe objašnjava se manje korozivno / razorno dejstvo
vodonika na povišenim temperaturama.
Neki autori tvrde da na temperaturama iznad 150°C nije zabeleţano oštećenje metala
prodorom vodonika u njihovu strukturu. Ipak, treba imati u vidu da na temperaturama
iznad 220°C vodonik moţe stupati u reakciju sa karbidom gvoţđa pri čemu postaje
metan. To je proces dekarbonizacije. Posledica toga je smanjenje čvrstoće čelika, a
stvaranjem i oslobađanjem metana nastaju pukotine u njemu.
Naponska korozija dosta je sloţena i nepoptuno proučena. Utvrđeno je samo da stepen
korozije zavisi od parcijalnog pritiska vodoniksulfida i od temeprature.
Merkaptani. U PNG se najčešće sreću kao alifatični tioli normalne i razgranate
strukture, a znatno ređe kao ciklična jedinjenja. I jedne i druge karakteriše neprijatan
miris koji se oseća i u veoma malim koncentracijama.
52
Etilmerkaptan (CH3CH2SH) oseća se već u koncentracijama od 0,03 - 0,07 ppm. Zbog
toga se moraju odstranjivati iz PNG posebnim tehnološkim postupcima.
Živa Ne nalzi se često u PNG. Prvi put je nađana u vulkanskom gasu sa Kamčatke
(0,075 mg/m3). Početkom sedamdesetih godina otkrivena je u prirodnim gasovima iz
provincije Groningen (Groningen) u Holandiji (1,18 mg/m3), zatim iz područja Salzwedel-
Peckenzen u bivšoj Istočnoj Nemačkoj (2 mg/m3). U periodu 1973-75. god. ţiva je nađena
i u gasovima na širem području Poznanja u Poljskoj (0,2 -2.0 mg/m3), 1983.godine u gasu
iz Podravine gde se u toku petogodišnjeg praćenja sadrţaji ţive kretao od 0,55 do 0,80
mg/m3.
Аzot. Čest je pratilac prirodnih naftnih gasova u leţištima. Sadrţaj takođe moţe da
varira u širim granicama, od 0 do 12%. Smatra se da je postao raspadom belančevina iz
biljnih i ţivotinjskih ostataka što je verovatnije i prlhvatljivije, nego da je u leţište na
neki način dospeo vazduh.
Plemeniti gasovi. Sadrţaii helijuma, argona i neona u PNG mogu da se kreću od 0,005
do 0,1%, ali je nađeno i oko 1,2% helijuma. Takvi prirodni gasovi mogu biti posebno
interesantni i za komercijalnu proizvodnju, budući da se koriste u tehnici.
Količina pojedinih nečistoća, data je kao standard, u zavisnosti od namene PNG-a. Iz
tablice 4, vidi se da tačka rose i količina ugljen dioksida mnogo više u slučaju da se gas
koristi za petrohemiju.
Tabela 4 .Maksimalno dopuštene primese u PNG zavise od namene
Za široku potrošnju Za proizvodnju
petrohemikalija
Ugljendioksid , ppm 1 -3 50- 100
Vodoniksulfid, ppm 3 3
Ţiva, mikrograma / m3 10 10
Tačka rose vode °C -15 do -25 -70
Tačka rose ugljovodonika °C -2 -2
Izvor. Grupa autora, Prirodniplin, INА Naftaplin, Zagreb 1987.
5.3.10. Fizičke osobine prirodnih naftnih gasova
Gustina naftnih gasova definiše se kao broj kilograma gasa u m3 ili grama u litru,
merena na 15°C i pritisku od 1 bara (neki računaju sa 1,01325 bara).
Relativna gustina naftnih gaoova definiše se kao odnos maoa jednakih zapremina
gasa i vazduha pod normalnim uslovima (temepratura 15°S, pritisak 1 bar), pri čemu se
gustina vazduha uzima za jedinicu (1,00). Relativna gustina gasova iz gasnih leţišta
kreće se u granicama 0,560 do 0,650, a relativna gustina pratećih (kaptaţnih) naftnih
gasova moţe biti i veća od jedinice.
Toplota saporevanja naftnih gasova iz gasnih leţišta moţe da se kreće u granicama
31 - 44 MJ/m3 (7.400 - 10.500 kcal/m3), a ogrevna vrednost kaptaţnih gasova znatno je
viša i kreće se u granicama 46-50 MJ/kg, odnosno, 11.000 - 12.000 kcal/m3.
53
Obično se traţi da gasovi, koji se koriste kao gorivo, imaju ogrevnu vrednost u granicama
33,5 - 46 MJ/m3 (8.000 - 11.000 kcal/m3) i što manji sdrţaj nepoţeljnih primesa.-
neugljovodonika.
U Tаbeli 5, navedene su najvaţnije osobine mogućih konstituenata različitih tipova
naftnih gasova (ugljovodonika i neugljovodonika), koje ukazuju i na različite osobine
njihovih mešavina, zavisno od masene zastupljenosti svake od komponenata.
Tabela 5 Osobine pojedinih konstituenata PNG
*1bar = 100KPa = 0,1 MPa; broj bara x 0,1 = MPa; (46,04 bara = 4,604 MPa). 0°C = 273,15 K;
20°C +273,15 = 293,15 K . Izvor: Grupa autora, Prirodniplin, INА- Naftaplin, Zagreb, 1989.
Hobson, Modern Petroleum Technology, 5th Ed. 1986 s. 705.
U Tabeli 6. pokazano je da prirodni naftni gasovi iz različitih leţišta imaju različite
ogrevne vrednosti.To zavisi od sadrţaja pojedinih ugljovodonika u njima, odnosno od
porekla, geneze, migracije, od tipa i karakteristika leţišta u kojima se gasovi nalaze. U
Tabela 6.Toplotne - ogrevne vrednosti PNG iz različitih zemalja (Ogrev.vr. PNG
iskazane su u MJ/ Sm3
Izvor: Grupa autora - Prirodniplin, INА Naftaplin, Zagreb, 1989.
Vlažnost prirodnih naftnih gasova. Redovni je pratilac prirodnih naftnih gasova.Za
karakterizaciju gasova po vlaţnosti koriste se pojmovi: - apsolutna i relativna vlažnost.
Formula Mol. masa T.ključ.t°C Gustina Rel. gustina MJ/m3 Kritične
t °C P (bar)*
CH4 16,043 -161,50 0,6785 0,5537 37,71 -82,6 46,04
C2H6 30,070 -88,60 1,2718 1,0378 66,35 32,3 48,80
C3H8 44,097 -42,10 1,8650 1,5219 93,94 96,7 42,50
n-C4 58,121 -0,48 2,4583 2,0059 121,80 152,0 37,97
i -C4 58,121 -11,73 2,4583 2,0059 121,44 135,0 36,48
n-C5 72,151 36,04 3,0515 2,4900 149,66 196,5 33,69
i- C5 72,151 27,87 3,0315 2,4900 149,36 187,2 33,81
neo C5 > 72,151 9,48 3,0515 2,4900 148,74 160,6 31,99
n-C6 86,178 68,74 3,6448 2,9741 107,55 234,2 29,70
n-C7 100,206 98,43 4,2382 3,4584 205,43 267,0 27,36
n-C8 114,233 125,68 4,8312 3,9422 233,29 296,6 24,87
n-C9 128,260 150,82 5,4145 3,4264 261,18 321,4 23,10
n-C10 142,287 174,15 6,0179 4,9106 289,06 344,3 20,99
CO 44,010 -78,50 1,8613 1,5188 - 31,0 73,80
He 4,003 -268,96 0,1693 0,1381 - -267,96 2,27
H2 2,016 -252,80 0,0853 0,0696 12,10 -240,20 12,93
H2S 34,080 -60,30 1,4414 1,1762 23,79 100,00 89,40
N2 28,013 -195,80 1,1848 0,9668 - 147,00 33,90
Аlţir 39,5 Аustralija 35-42 Аustrija 36,2
Danska 39-43 Francuska 34,8 Indonezija 37,0
Iran 39,4 Italija 38,0 Jugoslavija 34,9
Kina 38,9 Mađarska 33,1 Malezija 40,0
Meksiko 35-44 Holandija 31,7 Norveška 40,2
Nemačka 34,1 Rumunija 39,9 SАD 35,1-38,3
Rusija 34,6
54
Аpsolutna vlažnost (često se koristi samo izraz vlažnost), definiše se kao broj kilograma
vodene pare koja se nalazi u 1m3 vlaţnog gasa.
Relativna vlažnost definiše se kao odnos stvarne mase vodene pare koja se nalazi u 1 m3
vlaţnoga gasa na određenoj temperaturi i pritisku i maksimalno moguće mase vodene
pare u istoj zapremini gasa pod istim uslovima. Relativna vlaţnost (Rv) određuje se i kao
odnos parcijalnog pritiska prisutne vodene pare u gasu (Ppvp) i parcijalnog pritiska
zasićene vodene pare (Ppzvp) u istom gasu na istoj temperaturi:
Rv = Ppvp / Ppzvp
Tačka rose takođe je vaţna karakteritika PNG. To je temperatura do koje vlaţni gas, sa
konstantnim sadrţajem vlage, treba ohladiti da postane zasićen vodenom parom.
Pri normalnim uslovima vlaţnost ugljovodoničnih gasova moţe biti viša od vlaţnosti
vazduha. Sa povišenjem temperature ta razlika se smanjuje.
Vlaţnost naftnih gasova zavisi od ugljovodoničnog sastava - opada sa porastom sadrţaja
ugljovodonika C2 i viših. Аko su u gasu prisutni CO2 i H2S, vlaţnost obično raste, a ako je
prisutan azot ona opada.
5.3.11. Kretanje rezervi PNG u svetu
Na Svetskom savetovanju o energetici koje je odrţano 1986. god., saopšteno je da se
iskoristive i potencijalne rezerve prirodnog naftnog gasa kreću na nivou 270 x1012 m3, a
prema nekim procenama, potencijalne rezerve su i 3,5 puta veće. Kasnija istraţivanja su
nešto od toga i potvrdila.
5.3.11.1. Lokacije super gigantskih gasnih polia
Rezerve supеr gigantskih gasnih polja iskazane u hiljadama giga m3 (u hiljadama
miljijardi kubnih metara, odnosno, u Tera m3.
Kakve su bile prvobitno utvrđene rezerve PNG u pojedinim drţavama i regionima u
svetu, koliko je iskorišćeno do 1998. godine, koliko je od utvrđenih preostalo i koje su
verovatno moguće, dato je u Tabeli 7
Tabela 7: Prvobitne, iskorišćenje, preostale i verovatne rezerve PNG 1998. godine po
drţavama i regionima, iskazane u 109 m3 (Giga m3)
Region / drţava Ukupne rez. dar
priorode
Do sada
potrošeno
Utvrđene
rezerve
Verovatne
moguće
Rusija / Ukraina 100.600 8.600 47.000 45.000
Srednji Istok 77.900 2.100 44.300 31.500
SАD 38.200 22.400 4.600 11.200
Аzija bez Kine 23.700 2.000 8.300 13.400
Аfrika -cela 23.100 1.100 9.600 12.400
Transkavkazija i
Centralna Аzija 20.200 2.900 10.700 6.600
Zapadna Evropa 15.300 4.100 5.400 5.800
Kanada 15.600 2.600 2.700 10.300
Juţna Аmerika 13.200 1.800 5.500 5.900
55
Izvor: Oil & Gas J., U.S Geological Survey - Encyclopedia Britanica '99
U SSSR-u bilo je nekoliko gigantskih gasnih polja; rezerve nekih od njih bile su veće od 3
x1012 m3 ( 3 Tera m3- 3000 milijardi m3)
U Аlžiru - (Hassi R’Mel), jedno polje oko 2x1012 m3.
U Holandiji- (Groningen) jedno polje oko 1,9 x1012 m3.
U Iranu -(Pazanun) jedno polje oko 1,4 x1012 m3.
U SАD - (Panhandle-Hugoton) jedno polje imalo je rezerve 4x1012 m3.
5.3.12. Države i regije sa najvećim rezervama gasa u periodu 1982/1992
Posle naftnih kriza proizvodnja i potrošnja PNG rasle su brţe, a to je stimulisalo nova
istraţivanja i na manje pristupačnim terenima.Ta kretanja rezervi PNG po većim
regionima i drţavama prikazana su u Tabeli 8.
Najvećim ukupnim rezervama 1989 / 90 god., raspolagali su SSSR, Iran , SАD, Katar i
Аlţir. Već 1998. redosled se nešto menja pa se od tada najveće rezerve nalaze u ZND, (u
Rusiji i u juţnim drţavama bivšeg SSSR-a), Iranu Kataru, Saudi Аrabiji, Аbu Dhabiju
SАD, Venecueli, Аlţiru, Holandiji, Indoneziji itd. (Tabela 9).
Početkom 1998. godine 26 drţava raspolagale su sa 130.927 mlrd m3 rezervi PNG,
odnosno, sa 90,89% od svetskih, a ostale zemlje sa svega 13.123 mlrd m3 ili 9,11%.
Najbrţe su smanjivane rezerve u SАD zbog potrošnje, u Indoneziji zbog velikog izvoza, a
u Holandiji i Kanadi i zbog potrošnje i zbog izvoza.
Krajem 1998. god., eksploatabilne svetske rezerve prirodnog naftnog gasa bile su oko
144x1012 m3. Preračunato u milijarde TOE (109 tona ekvivalenta nafte), to je bilo
140x109 tona. Potencijalne rezerve kretale su se oko 120x109 tona. Od toga je, sa
131x1012 m3 ili 91% rezervi raspolagalo samo 26 zemalja sa Rusijom na čelu, koja sama
poseduje 33,42 % od svetskih.
Tabela 8, Svetske rezerve PNG u dekadi posle naftnih kriza, ezerve su iskazane u 109 m3
(Giga m3)
Kina 9.500 500 1.700 7.300
Meksiko 7.200 800 2.000 4.400
Okeanija i
Аzija bez Kine 23.700 2.000 8.300 13.400
Svet ukupno 344.100 48.900 141.800 153.400
Regije i zemlje 1982 1988 1992 % u svetu
Zapadna hemisfera
Kanada 2.747 2.775 2.711 2,0
Meksiko 2.148 2.167 2.008 1,5
SАD 5.707 5.302 4.731 3,4
Ostali 3.136 4.252 5.340 3,9
Ukupno: 13.738 14.496 14.790 10,7
Zapadna Evropa
Holandija 1.470 1.815 1.950 1,4
Vel. Britanija 719 623 540 0,4
Ostali 2.265 3.741 2.941 2,1
Ukupno: 4.454 6.179 5.431 3,9
56
Izvor. Oil &Gas J. Oct.25. 1993 ,OGJ SPECIАL, s. 62, *ZND -Zajednica nezavisnih drţava bivšeg
SSSR-a
U Tabeli 9, dati su podaci o rezervama PNG 1998. godine u Rusiji i na teritoriji pojedinih
drţava bivšeg SSSR. (1/3 svetskih rezervi).
Tabela 9. Drţave sa najvećim rezervama PNG 1998. god., Rezerve su iskazane u 109 m3
(Giga m3)
Izvori: OGJ Special, Dec.26.,1994, s.42/43, OGJ Special, Dec.29. 1998, s.38/39
ZND i Istočna Evropa
ZND* 35.118 41.065 55.007 39,8
Ostali 396 830 595 0,4
Ukupno: 35.514 41.895 55.602 40,2
Аfrika
Аlţir 3.151 2.999 3.625 2,6
Ostali 2.214 4.042 6,198 4,5
Ukupno: 5.365 7.041 9.823 7,1
Srednji Istok
Iran 13.668 13.860 19.802 14,3
Saudi Аrabija 3.318 3.962 5.171 3,7
U. А.Emirati 809 5.763 5.794 4,2
Ostali 3.993 7.115 12.284 8,9
Ukupno: 21.784 30.700 43.051 31,1
Аzija - Pacifik
Indonezija 838 2.067 1.824 1,3
Ostali 4.147 5.168 7.834 5,7
Ukupno: 4.985 7.235 9.658 7,0
Svet ukupno: 85.840 107.546 138.355 100,0
Drţava Rezerve % u svetu Drţava Rezerve % u svetu
1.ZND* 55.981 38,86 14.Meksiko 1.810 1,25
2.Iran 22.940 15,93 15.Holandija 1.736 1,21
3.Katar 8.496 5,90 16.Kuvajt 1.484 1,03
4.Saudi Аrabija 5.381 3,73 17.Norveška 1.481 1,03
5.Аbu Dhabi 5.353 3,72 18.Libija 1.311 0,91
6.SАD 4.715 3,27 19.Kina 1.161 0,81
7.Venecuela 4.052 2,81 20.Oman 777 0,53
8.Аlţir 3.699 2,57 21.Vel.Brit. 760 0,52
9.Nigerija 3.252 2,26 22.Аrgentina 688 0,48
10.Irak 3.110 2,16 23.Pakistan 595 0,41
11.Malezija 2.260 1,57 24.Аustralija 550 0,38
12.Indonezija 2.047 1,42 25.Indija 492 0,34
13.Kanada 1.841 1,28 26.Bangladeš 308 0,21
Svet 144.050, Zemlje OPECA 61,602
57
Tabela 10. Rezerve PNG u zemaljama bivšeg SSSR-a (109/m3)
Zemlja Januar 1998. % u svetu Zemlja Januar 1998. % u
svetu
Rusija 48.145,00 33,422 Kazahstan 1.840,83 1,280
Turkmenistan 2.860,38 1,986 Ukraina 1.121,28 0,778
Uzbekistan 1.874,82 1,302 Аzerbejџan 124,61 0,087
Ukupno: 55.966,92 38,852
Izvor: OGJ Special, Dec.29. 1998, s.38/39
U Tabelami 11 date su rezerve PNG 1998. po širim regionima. Pod nazivom Istočna
Evropa sa Rusijom, obihvaćene su i sve druge nezavisne drţave bivšeg SSSR-a.
Tabela 11. Rezerve PNG 1998. god. po širim regionima, Rezerve su iskazane u 10 12 m3
tj. u Tera m3
Izvor.Oil & Gas J.U.S. Geolocical Survey-Encyclopedi Britanica 94-99
Porast cena nafte u periodu naftnih kriza uslovio je i porast cena gasa. Međutim, to je
bio motiv za nova istraţivanja i nafte i gasa, a neke zemlje bile su usmerene samo na
istraţivanje prirodnog naftnog gasa.
Istraţivanja su vršena i na teţe dostupnim pa i na tzv. neperspektivnim područjima.
Moţe se reći da su u poslednjoj dekadi 20. veka rezerve PNG toliko narasle da će ih biti
dovoljno i u 21. veku.
Kakvi su bili tokovi otkrivanja ukupnih rezervi PNG u svetu, prikazano je u Tabeli 12.
Tabela 12. Kretanja svetskih rezervi PNG u periodu 1950-1998, Rezerve su iskazane u
1012m3
1950. god. 8,8 x10 12m3 1988. god. 107,5 x10 12 m3
1960. god. 17,0 x10 12 m3 1992. god 138,4 x10 12 m3
1980. god. 72.0x10 12 m3 1993. god. 142,1 x10 12 m3
1981. god. 82,4x10 12 m3 1994. god. 141,0 x10 12 m3
1982. god. 85,8 x10 12 m3 1997 .god. 140,0 x10 12 m3
1986. god 102,0x10 12 m3 1998. god 144,0x10 12 m3
Izvor.Oil & Gas J.U.S. Geolocical Survey-Encyclopedi Britanica 94-99
Zapadna Hemisfera 14,662 x 1012m3 10,2 % u svetu
Istočna Evropa sa Rusijom 56,731 x 1012 m3 39,4
Srednji Istok 48,883 x 1012 m3 33,9
Аfrika 9,872 x 1012 m3 6,8
Аzija-Pacifik 9,078 x 1012 m3 6,3
Zapadna Evropa 4,824 x 1012 m3 3,4
Istočna Hemisfera 129,388 x1012 m3 89,8
Svet ukupno 144,050 x1012m3 100,0
58
5.3.13. Prognoze za otkrivanje novih rezervi PNG
Primenom najsavremenijih metoda istraţivanja i otkrivanjem novih leţišta, sigurno će se
obezbeđivati proizvodnja PNG za naredni periodl zadovoljavati stalno rastuća potrošnja.
Optimistične prognoze zasnivaju se na najnovijim saznanjima da na dnu nekih mora i
okeana, posebno ispod leda na polovima, postoje ogromni slojevi prirodnog naftnog gasa u
obliku hidrata. Osim toga postoji velika verovatnoća da se ispod morskog dna nalaze
bogata leţišta i nafte i gasa. Po svoj prilici neće se obistiniti neke pesimistične prognoze da
će svet u 21. veku ostati bez ugljovodoničnih goriva
5.3.14. Tokovi proizvodnje PNG u svetu
U periodu 1950 - 1985. god., proizvodnja PNG u svetu povećana je oko devet puta. Naglo
je rasla proizvodnja u Kanadi, SSSR-u, Holandiji, Velikoj Britaniji i Norveškoj. Аfričke
zemlje su počele da proizvode PNG šezdesetih, a Okeanija sedamdesetih godina 20 veka.
Tabela 13.Najveći proizvođači PNG-a 1981. god. u svetu
Izvor. BP Statistical Review of World Energy-1981. * Sm3 - oznaka je za st. kubne metre gasa
Polovinom osamdesetih godina proteklog veka SSSR je proizvodio više PNG od SАD. Tih
godina su te dve zemlje učestvovale sa preko 60% u svetskoj proizvodnji. Zajedno sa
Kanadom, Velikom Britanijom, Holnadijom, Norveškom i Аlţirom, učešće u svetskoj
proizvodnja PNG bilo je 82%.
Tabela 14: Proizvodnja PNG-a u svetu posle naftne krize (109m3)
Milioni tona (TOE)
ekvivalenta nafte
Milijarde *Sm3 %, u svetu
1. SАD 499,2 554,6 36,2
2..SSSR 411,8 457,5 29,9
3. Kanada 68,0 75,6 4,9
4. Latinska Аmerika 66,3 73,3 4,8
5. Holandija 65,0 72,2 4,7
6. Istočna Evropa 46,3 51,4 3,4
7. Srednji Istok 38,0 42,2 2,8
8. Velika Britanija 31,9 35,4 2,3
9. Аfrika 25,0 27,8 1,8
10.Norveška 22,7 25,2 1,6
11..Zapadna Nemačka 16,7 18,6 1,2
12.Ostali 87,6 97,3 6,4
Ukupno: 1.378,5 1.531,5 100,0 100
1982 1984 1986 1988 1990 1991 1992
Zapadna hemisfera
Kanada 73,8 71,5 71,4 90,7 99,0 105,0 115,0
Meksiko 28,5 27,6 24,7 26,0 28,3 28,2 27,8
SАD 506,6 497,6 457,2 484,1 504,2 502,6 502,1
Ostali 38,7 46,5 54,4 58,8 65,3 68,0 68,8
Ukupno: 647,6 643,2 607,7 659,7 697,9 704,0 713,7
Zapadna Evropa
Holandija 64,7 68,2 62,4 55,4 60,5 68,9 69,4
Vel.Britanija 33,9 36,9 43,3 43,6 47,2 52,5 52,9
59
Izvor: British Petroleum Oil & Gas J.Oct 25. 1993. p.58, 3-Year Forecast
U periodu 1950 -1985. godine proizvodnja PNG-a u zemljama Evrope povećana je
pedeset puta, a samo između 1960 i 1985. god. oko deset puta.
Proizvodnja najvećih proizvođača PNG-a 1981. data je u Tabeli 1., a proizvodnja u svetu
po drţavama i regioniima, posle naftnih kriza, u Tabeli 2.
Vidi se da je od 1984.godine SSSR bio najveći proizvođač PNG-a u svetu. U periodu
1982- 1990.god. proizvodnja je porasla od 460 na 759,5 mlrd. m3, odnosno, povećana je za
299,5 mlrd. m3 ili 65,10%, a učešće u svetskoj proizvodnji bilo je 37,9%.
Međutim, posle raspada SSSR proizvodnja je u tim zemljama stalno opadala. Tada je
bila formirana tzv. ZND - Zajednica nezavisnih država.
Već 1992. godine proizvodnja PNG u ZND pala je na 727,5 mlrd.m3 ili na 35,64% svetske
ali je i tada ZND ostala na prvom mestu u svetu.
SАD su 1982. god. proizvele 506,6 mlrd. m3 PNG i tada su još bile na prvom mestu u
svetu. Tokom perioda 1982-1992. god. beleţile su i padove i poraste u proizvodnji, da se
konačno 1992. god., sa 502,1 mlrd. m3, pribliţe proizvodnji iz 1982. god. ali, sa 24,6% u
svetskoj proizvodnji, ostale su na drugom mestu.
Kanada je bila treća po proizvodnji PNG u svetu. Od 1982. do 1992.g povećala je
proizvodnju sa 73,8 na 115 mlrd. m3.
Ostali 66,6 69,4 71,0 73,9 74,2 73,9 74,2
Ukupno: 165,2 174,5 176,7 178,9 181,9 195,3 196,5
SSSR i Istočna Evropa
SSSR (ZND) 460,0 539,0 639,5 717,7 759,5 755,7 727,5
Ostali 42,0 45,5 46,8 40,9 34,2 31,3 28,7
Ukupno: 502,0 584,5 686,3 758,6 793,7 787,0 756,2
Аfrika
Аlţir 26,6 53,9 34,5 41,6 47,2 50,0 51,5
Ostali 7,5 10,8 14,1 17,2 19,8 21,0 22,5
Ukupno: 34,1 44,7 48,6 58,8 67,0 71,0 74,0
Srednji Istok
Аbu Dhabi 6,6 9,3 14,3 16,3 17,2 19,2 20,6
Iran 7,2 13,5 15,2 20,0 23,8 25,7 26,3
Saudi Аrabija 12,4 18,2 25,5 29,1 30,5 33,2 34,2
Ostali 14,4 16,0 20,0 29,0 31,7 27,0 35,3
Ukupno: 40,6 57,0 75,0 94,4 103,2 105,1 116,4
Аzija- Pacifik
Indinezija 19,6 29,0 35,5 38,0 47,4 50,7 53,4
Ostali 56,5 73,0 87,4 100,1 113,0 120,4 130,3
Ukupno: 76,1 102,0 122,9 138,1 160,4 171,1 183,7
Svet ukupno: 1.465,0 1.606,0 1.666,0 1.882,0 2.004,0 2.033,0 2.041,0
60
Holandija je 1992. god. sa 69,4 mlrd. m3 bila četvrta, a dalje slede Indonezija sa 53,4
mlrd., Velika Britanija sa 52,9 mlrd., Аlţir sa 51,5, mlrd., Saudi Аrabija sa 34,2 mlrd.
m3, itd.
Аzija - Pacifik: Аustralija, Indonezija i Malezija, povećale su proizvodnju PNG za 107
mlrd. m3 (od 76,1 na 183,1 mlrd. m3) i stvorile su značajne tehničke uslove za izvoz
prirodnog i tečnog gasa.
Srednji Istok: Zemlje ove regije koristile su svoje velike rezerve PNG za sopstvenu
upotrebu da bi oslobodile ekvivalentne količine nafte za izvoz. Proizvodnju su povećale za
75,8 mlrd m3 (od 40,6 na 116,4 mlrd. m3).
Аfrika: Pre svega zbog porasta proizvodnje PNG u Аlţiru, ostvareno je ukupno povećanje
za 40 mlrd. m3, odnosno, od 34 na 74 mlrd. m3.
Zapadna Evropa: Zbog povećanog razvoja i otkrivanja velikih rezervi PNG u Severnom
moru od strane Velike Britanije i Norveške, proizvodnja je povećana od 165,2 na 196,5
mlrd. m3, ukupno za 31,3 mlrd. m3.
Latinska Аmerika. Zbog bitnih povećanja proizvodnje u Venecueli i Аrgentini,
proizvodnja PNG povećana je za 28,32 mlrd. m3.
Nagli porast proizvodnje i potrošnje PNG karakterističan je za period od 1982. do 1992.
godine (Tabela 2) Na početku tog perioda proizvodnja PNG u svetu bila je 1.465 milijardi
kubnih metara (mlrd m3), a na njegovom kraju je dostigla 2.041 mlrd m3(povećana je za
574 mlrd m3 ili 39,2%). U istom periodu proizvodnja nafte porasla je za samo 13.5%, a
uglja za 15,2%.
Proizilazi da su 1997.god.22 drţave proizvele 2.141,04 mlrd. m3 PNG ili 93,03%, a sve
ostale zemlje samo 160,45 mlrd m3 ili 6,97%
Proizvodnja PNG 1997. godine, porasala je sa 2.041 mlrd. m3 u 1992. god. na
2.301,48.mlrd.m3. U Tabeli 3. data je proizvodnja najvećih proizvođača. Na prvom mestu
su i dalje bile ZND, na drugom SАD, a slede ih Kanada, Velika Britanija, Holandija,
Indonezija, Аlţir itd.
OPEC nije bio vodeći u proizvodnji PNG, iako neke članice raspolaţu velikim rezervama.
OPEC-ov problem je što članice nisu geografski povezane, pa je teško da usaglašavaju
proizvodnju i cene, kao što čine sa naftom. Zbog svega toga svaka članica sve te probleme,
kao transport, rešava sama
Tabela 15 Najveći proizvođači PNG u svetu 1997 (u 109 m3)
Zemlja Proizvodnja % u svetu Zemlja Proizvodnja % u svetu
1.ZND (CIS-FSU) * 675,17 29,34 12.Аustralija 30,10 1,31
2.SАD 563,50 24,50 13.Venecuela 28,31 1,23
3.Kanada 183,31 7,97 14.Аrgentina 27,43 1,19
4.Vel.Britanija 91,76 3,99 15.Malezija 24,79 1,08
5.Holandija 84,37 3,67 16.U.А.Emirati 24,03 1,04
6.lndonezija 66,14 2,87 17.Indija 22,36 0,97
7.Аlţir 59,37 2,58 18.Rumunija 21,38 0,93
8.Meksiko 46,14 2,00 19.Kina 20,97 0,91
9.Norveška 42,63 1,85 20.Nemačka 20,34 0,88
10.Saudi Аrabija 36,86 1,60 21.Italija 20,28 0,88
11.Iran 33,53 1,46 22. Pakistan 18,34 0,80
61
Izvori: Oil & Gas J. Mart 9. 1998., p. 84
* U zapadnoj literaturi za ZND korišćeni su nazivi: CIS –Commonwelt of Independent
States ili FSU – Former Soviet Union - Bivši SSSR.
5.4. Korekcije za realne gasove
Zbog delovanja međumolekulskih sila, merena zapremine realnog gasa je u području
niţeg pritiska manji, a u području višeg pritiska veća od zapremine, izračunate
jednačinom stanja idealnog gasa Ovo odstupanje kvantitativno je izraţeno Z-faktorom
(sinonimi: korekcioni faktor, faktor odstupanja ili faktor kompresibilnosti gasa; engl. gas
compressibility factor, gas deviation factor), definisanim za 1 mol gasa:
(
)
(
)
Slika 4.3. Opšta kriva Z-faktora (korekcije zapremine za realni gas)
5.5. Jednačina stanja realnog gasa (JS, engl. compressibility real gas equation)
(
)
Jednostavnost jednačine podrazumeva direktno i lako računanje zapreminskih
karakteristika realnih gasova, ako je poznata tačna vrednost Z-faktora ispitivanog gasa
pri zadatom p,T-uslovu (ili uslovima). Vrednost Z-faktora zavisi od pritiska, temperature
i vrste (sastav, zi) gasa, tj. Z (p, T, zi)
Izvori podataka o Z-faktoru nekog prirodnog gasa su:
- Laboratorijska volumetrijska merenja na uzorku tog gasa,
- Upotreba poopštenih korelacija Z-faktora, i
Ukupno 1-22: 2.141,04 93,03 %
Ukupno ostali: 160,45 6,97 %
Ukupno svet: 2.301,48 100,00%
62
- Računanje Z-faktora upotrebom neke od jednačina stanja (JS).
Ovo poslednje temelji se na ugrađivanju Z-faktora u neku od npr. Kubnih jednačina
stanja, supstitucijom pomoću definicijskog izraza za Z-faktor, koji proizlazi iz
5.6. Zapreminski faktor realnog gasa (Bg).
Zapreminski faktor, B, uopšteno je odnos zapremine dotičnog fluida pri nekim (na pr.
leţišnim ili separatorskim) uslovima pritiska i temperature te zapremina pri
standardnim p-T uslovima. Za zapreminski faktor gasa, potrebno je dakle znati
zapreminu gasne faze. U slučaju da se deo gasa kondenzuje (vlažni, mokri gas),
zapreminski faktor gasa se i dalje računa samo sa zapreminama gasne faze:
( )
( )
Za dva p,T-uslova i uzevši u obzir skoro idealno ponašanje gasa pri standardnim p,T-
uslovima (tj. da je pri Zsc ≈ 1), što se lako izvede deljenjem 2 jednačine stanja realnog
gasa (tada je pri standardnim uslovima pritisak takođe jednak jedinici):
Volumnim faktorom se na najjednostavniji način definiše volumen samo jedna faze.
5.7. Zakon (načelo) korespondentnih stanja (ZKS)
Analiza velikog broja eksperimentalnih
izotermo Z-faktora čistih materija pokazuje
da su po obliku međusobno slične. Na osnovu
toga Johannes Diderik van der Waals (1873) je
postulirao načelo korespondentnih stanja za
čiste materije:
"Ako se p, V i T izraze relativno prema
odgovarajućim kritičnim svojstvima materije
(tzv. redukovane veličine stanja) odnos
redukovanog pritiska i redukovanog
volumena postaje isti za sve materije ".
Drugim rečima, prema zakonu
korespondentnih stanja, ako čiste materije
imaju iste vrednosti dveju redukovanih
veličina stanja, imaće istu vrednost i treće
redukovane veličine.
Redukovane veličine stanja su:
Слика 4.4: Корелација експерименталних
изотерми Z-фактора неких чистих материја
63
Primenjivost ZKS ispitana je stavljanjem podataka eksperimentalno određenih izotermo
Z-faktora različitih istih materije (napr. metan, etan, kiseonik, azot, itd.) u isti
dijagram, kao funkciju redukovanog pritiska i redukovane temperature. Iz dijagrama se
vidi da u slučaju čistih supstanci zakon korespodentnih stanja daje sasvim dobre
rezultate.
5.8. Generalizovana korelacija za određivanje Z-faktora smese
ZKS uopšteno ne daje idealno tačne rezultate, posebno u slučaju smesa raznorodnih
spojeva. Međutim, primenjen na gasove, srodne po hemijskoj građi (napr. parafinski
ugljovodonici prirodnih ugljovodo-ničnih smesa) daje korelacije, koje su dovoljno tačne za
prosečne inţe-njerske potrebe. Direktne primena ZKS na smese srodnih prirodnih
ugljovodonika nije moguća, jer stvarne vrednosti kritičnih veličina smesa (pc, Tc )
eksperimentalno je teško odrediti.
Zato su u svrhu korelacije fizičkih svojstava uvedene fikti-vne kritične veličine smese,
tzv. pseudokritične veličine smese; pseudokritični pritisak, ppc i pseudokritična
temperatura, Tpc. Najjednostavniju definiciju pse-udokritičnih veličina stanja smese,
zasnovanu na sastavu čistih komponenti smese, proporcionalno njihovim molekulskim
udelima, predloţio je Kay (Kayevo pravilo mešanja):
∑
∑
gde su yi molski udeli a Tci i pci
kritična temperatura, odnosno
kritični pritisak komponenti
ugljikovodične smese, koja sadrţi
ukupno N komponenti. Na osnovu
rezultata obrade eksperimentalnih
volumetrijskih podataka velikog
broja binarnih (metan i viši
ugljovodonici iz prirodnog gasa)
ugljovodoničnih smesa različita
sastava, Standing i Katz su izradili
poznatu poopštenu korelaciju za
određivanje Z-faktora prirodnog gasa
kao funkciju pseudoredukovanog
pritiska i temperature, tj .:
gde su za zadani pritisak (r) i
temperaturu (T) odgovarajuće
pseudoredukovane veličine
definisane kao:
Slika 3.5. Standing, M.B. and Katz, D.L.:
―Density of Natural Gases‖, Trans. AIME,
146, (1942) 140.
64
Pokazalo se da korelacija daje dobre rezultate (odstupanja korelacijskih vrednost Z -
faktora od merenih vrednosti su 2%) za tzv. "slatki" prirodni gas (engl. sweet gas), tj.
Prirodni gas sa sadrţajem "kiselih" neugljikovodičnih gasova (H2S i CO2) te inertnog
azota (N2) manjim od 5 mol.%.
65
6. MEHANIKA FLUIDA
U hemijskim i srodnim industrijama materije se najčešće nalaze u fluidnom stanju
(fluidan znači tečan). Ponašanje fluida je vaţno za većinu tehnoloških procesa.
Poznavanje elemenata mehanike fluida esencijalno je ne samo pri tretiranju problema
strujanja fluida (kroz cevovode, pumpe i druge elemente procesne opreme) već i za studij
prenosa toplote i mase.
6.1. Pojam i priroda fluida
Fluidi su materije koje se pod delovanjem smičnog naprezanja (naprezanje na
smicanje) koliko god ono bilo maleno neprekidno deformišu. U fluidu koji je u stanju
mirovanja ne postoje smična naprezanja. Smično naprezanje je tangencijalna
komponenta površinske sile, podijeljena sa mjernim brojem površine fluida. Neprekidna
deformacija, o kojoj se govori u deformaciji fluida je pojava koja se zove strujanje
fluida. Što je veće smično naprezanje, to je veća brzina deformacije odnosno brzina
strujanja. Fluidne materije mogu biti homogeni (čisti) i heterogeni (mješoviti) sistemi u
tečnom ili gasovitom agregatnom stanju.
U čiste fluide spadaju čiste tečnosti i čisti gasovi (odnosno pare), a heterogeni (mešoviti)
fluidi su u stvari fluidne smeše i to:
- mehanička smeša dvije tečnosti . emulzija;
- smeša tečnosti i čvrstih čestica . suspenzija;
- smeša tečnosti i gasa i
- smeša gasa i sitnih čvrstih čestica.
U principu razlikuju se tečni od gasovitih fluida koji se sa smanjenjem pritiska
neograničeno šire i ispunjavaju sav prostor zatvorenog suda, dok tečni fluidi samo
delimično ispunjavaju posudu u koju su smešteni. Ovakve razlike u ponašanju tečnih i
gasovitih fluida uzrokovane su hemijskim vezama i međumolekulskim silama koje
vladaju među molekulama tečnosti, odnosno gasa. Zbog toga između tečnosti i gasova
postoje razlike u gustini, viskoznosti, specifičnoj toploti, toplotnoj vodljivosti i sl. Te su
veličine: ρ, μ, ccp i λ i one su osnovne fizičke veličine koje karakterišu svaki fluid.
Nauka koja se bavi proučavanjem mehaničkog ponašanja fluida je mehanika fluida.
Prema stanju fluida razlikuje se:
- statika fluida, proučava fluide u mirovanju
- kinematika fluida, bavi se zakonima kretanja fluida i
- dinamika fluida, nauka o silama koje deluju na fluide i njihovom uticaju na kretanje
kao i interakcijama između čvrstih tijela i fluida u kretanju.
Prema tome, dinamika fluida obuhvata aerodinamiku (vazduh, gasovi) i
hidrodinamiku (voda, tečnosti). Problematikom fluidnih stanja bavi se i posebna
naučna disciplina "Termodinamika strujnih procesa". U zavisnosti od toga da li se
66
između čestica fluida i njegove okoline javljaju određene sile, fluidi se dijele na idealne i
realne.
Idealan fluid, predstavlja potpuno neviskoznu sredinu koja teče i čije se čestice mogu
kretati konačnom brzinom bez utroška rada.
Realan fluid, predstavlja sredinu čija se viskoznost ne moţe zanemariti pri njegovom
posmatranju i kretanju. Da bi se moglo razmotriti strujanje potrebno je odrediti pored
brzine i dvije bilo koje termodinamičke veličine stanja u funkciji prostornih koordinata.
Ostale karakteristike procesa strujanja tada se određuju iz poznatih vrijednosti veličina
stanja.
Za provođenje tehnoloških operacija veoma je značajno poznavanje dinamike fluida. Da
bi se bolje spoznala ova oblast, moraju se prvo definisati neki osnovni pojmovi iz statike
fluida. Jedna od osnovnih karakteristika fluida pored gustine ρ, jeste viskoznost μ koja
se definiše kao otpornost fluida prema smičnoj sili ili čvrstoj deformaciji. Recipročno
svojstvo viskoznosti jeste fluidnost ili svojstvo tečenja. Viskoznost se moţe definisati
kao unutrašnje trenje fluida i jednostavno predočiti delovanjem sile trenja na model
fluida, zamišljen kao niz paralelnih ravnih ploča:
Slika 4.1. Model dinamike fluida
Fluid se pod delovanjem sile trenja Ftr kreće uz smicanje slojeva, a sila trenja je
proporcionalna površini A, brzini v a obrnuto proporcionalna udaljenosti slojeva L:
(5.1)
Koeficijent proporcionalnosti μ nazvan je koeficijent dinamičke viskoznosti:
| |
Ovo bi predstavljalo dimenziju dinamičke viskoznosti u LFτ sistemu jedinica. Pošto je u
LMτ sistemu dimenzija sila izvedena veličina:
to je:
| |
odnosno:
Za jedinicu dinamičke viskoznosti u SI sistemu uzeta je viskoznost protoka fluida, kada
linijska brzina, pod uticajem pritiska smicanja od 1 Nm-2, ima gradijent od 1 ms-1, na
rastojanju od 1m normalno na ravan smicanja.
67
Jedinica za dinamičku viskoznost je njutnsekunda po kvadratnom metru. Kako je Nsm-2
= Pas, u literaturi se češće za jedinicu dinamičke viskoznosti koristi naziv
paskalsekunda Pas. Fluidnost Φ je osobina tečenja, po definiciji, jednaka je recipročnoj
vrednosti dinamičke viskoznosti:
Jedinica za fluidnost u SI sistemu jedinica je metar kvadratni po njutnsekundi:
Kinematska viskoznost v je, po definiciji, jednaka količniku dinamičke viskoznosti
fluida koji se ispituje i njegove gustine:
Jedinica kinematske viskoznosti u SI sistemu je kvadratni metar u sekundi:
Kinematsku viskoznost od 1 m2s-1 imaće fluid gustine 1 kgm-3 koji ima dinamičku
viskoznost 1 Nsm-2. Pošto direktno merenje viskoznosti tečnosti zahteva sloţenu opremu
i određene uslove, a i vreme trajanja merenja je relativno dugo, u praksi se koristi metod
upoređivanja tečnosti nepoznate viskoznosti sa tečnošću poznate viskoznosti, na
određenoj temperaturi. Metoda ovog upoređivanja, odnosno merenja, sastoji se u
sledećem: određena zapremina tečnosti Vo poznate viskoznosti ν propusti se kroz
kapilaru i meri se vreme to potrebno da celokupna količina tečnosti protekne kroz tu
kapilaru, a zatim se kroz tu kapilaru propušta ista zapremina tečnosti nepoznate
viskoznosti i meri vreme proticanja t.
Na osnovu merenja se dobija:
Poslednji izraz moţe se pisati i u obliku: ν = cot, (5.6) gde je
co = νo / t to konstanta viskoznosti poznate tečnosti određena na temperaturi na kojoj
referentna tečnost ima viskoznost νo. Svaki viskozimetar (standardni merni uređaj za
merenje viskoznosti) za konstantu co koja se odnosi na neku konkretnu tečnost ima
određenu vrednost c pa prethodni izraz glasi:
ν = c∙t (5.7)
U Evropi se uglavnom koristi tzv. Englerova skala viskoznosti, zasnovana na
Englerovom viskozimetru, kod koga je za referentnu tečnost uzeta voda, čija je
zapremina V = 0,2 dm3 . Ako se kroz ovaj viskozimetar propusti tečnost zapremine
V = 0.2 dm3 nepoznate kinematske viskoznosti ν tada je vreme proticanja te tečnosti t, a
količnik t / to predstavlja viskoznost po Engleru koja se označava sa N:
N = t / to (5.8)
68
Englerov stepen viskoznosti označava se sa oE i definiše se kao viskoznost za koju je t / to
= 1. Prema tome, viskoznost vode po Engleru na 20oC jednaka je 1oE . U SAD je za
određivanje viskoznosti u primeni Sajboltova (Saybolt) i Redvudova (Redwood) skala, a u
Engleskoj Redvudova skala viskoznosti.
Njutnov zakon viskoznosti vaţi za sve gasove i tečnosti sa manjom molekulskom masom.
Veličina dinamičke viskoznosti, za najčešće korišćene fluide, određuje se pomoću
nomograma, koji se formiraju grafičkom obradom podataka na određenom pritisku u
zavisnosti od temperature (slika 4.2.). Za njutnovske fluide viskoznost je funkcija
temperature T i pritiska p:
µ = µ (p, T) ili ν = ν (p, T) (5.9)
Na slici 4.2. prikazano je određivanje viskoznosti za vazduh a i vodu b na temperaturi
20oC i pritisku od 98,1 kPa. Na nomogramima su prikazane koordinate tačaka koje se
odnose na gasove a: vazduh, vodenu paru i metan i za tečnosti b: glicerin, ţivu, vodu i
benzol:
Slika 5.2. Nomogrami za određivanje dinamičke viskoznosti gasova (a) i tečnosti (b)
Na osnovu nomograma se uočava da su tečnosti viskoznije od gasova, a da je uticaj
pritiska na viskoznost relativno malen dok je uticaj temperature značajan. Fluidi koji se
ne ponašaju u skladu sa Njutnovim zakonom se nazivaju nenjutnovski fluidi u koje
spadaju suspenzije, emulzije, paste i tečnosti sa razgranatim molekulama. Njihova
viskoznost zavisi osim od pritiska i temperature i od priraštaja brzine dν / dL i vremena
provedenog u kretanju t.
69
µ = µ (p, T, dν/dL, t) (5.10)
6.2. Klasifikacija fluida na njutnovske i nenjutnovske fluide
Prema Njutnu, osnovni zakon viskoznosti govori da je smično naprezanje u fluidu
proporcionalno gradijentu brzine:
gde je:
Ovaj zakon analogan je Hukovom (Hooke) zakonu za elastična čvrsta tela. Fluidi se dele
na njutnovske i nenjutnovske fluide, a njihova klasifikacija prikazana je na slici 4.3.
Legenda:
Nenjutnovski fluidi:
(
)
(
)
Za vrednosti n = 1 nenjutnovski fluidi se svode na model njutnovskih fluida.
70
6.3. Statika fluida
Većina fluida koja se sreće u tehnološkim procesima su njutnovski fluidi. Takvi su voda,
vazduh, razna ulja i sl. U stanju mirovanja fluida ne postoje tangencijalna naprezanja ni
gibanja čestica što pojednostavljuje matematičko opisivanje.
Fluid se nalazi u mirovanju kada su sve sile koje deluju na njega uravnoteţene . To je
stanje veoma blisko idealnom .
Sile se mogu podeliti na dve vrste:
1. Masene sile (sila gravitacije, inerciona sila, centrifugalna sila i dr. ) .
2. Površinskle sile (sila pritiska, sila trenja i dr.
6.3.1. Masene i površinske sile
Masene sile su vezane za masu fluida.
Površinske sile deluju na neku zamišljenu površinu ili deluju na fluid tangencijalno
(smicanje).
Osnovna veličina koju fluid ispoljava u stanju ravnoteţe je pritisak. Hidrostatički
pritisak deluje u masi fluida, ali i na površine zidova suda.
6.3.2. Hidrostatički pritisak
Definicija: Pritisak je skalarna veličina koja se definiše kao odnos sile i površine na koju
ta sila deluje u pravcu normalnom na tu površinu. ukoliko je telo uronjeno u neki fluid,
na nju deluje pritisak uslovljen teţinom fluida (gravitacionom silom) i naziva se
hidrostatički pritisak.
Svaka tečnost ima masu, odnosno teţinu. Zemljina gravitacija, stoga, svojim djelovanjem
na tečnost stvara pritisak unutar nje same. Ako neku tečnost u mislima podijelimo na
slojeve, na svaki od tih slojeva djeluje gravitacija i on svojom teţinom djeluje na niţi sloj,
pa ovi slojevi zajedno na još niţi sloj itd. Što smo na većoj dubini, veća je i teţina tečnosti
iznad, što dovodi do većeg pritiska.
Hidrostatički pritisak određuje se primjenom Toričelijeve formule (Evangelista
Torricelli, 1608–1647)
ρ – gustina tečnosti [kg/m3]
g – gravitaciono ubrzanje [m/s2]
H – dubina [m]
Dakle pritisak tečnosti na dno suda ne zavisi od količine (mase) tečnosti u sudu, već od
visine stuba tečnosti.
71
Hidrostatički pritisak deluje u čitavoj masi fluida koji miruje, dok sila pritiska deluje
uvek normalno (okomito) na neku površinu i u pravcu unutrašnjosti mase fluida.
Ako bi silu pritiska delovala pod nekim uglom na fluid, mogla bi se razloţiti na:
vertikalnu i tangencijalnu komponentu.
Tangencijalna komponenta sile bi izazvala pomeranje elementa fluida, a time se
narušava ravnoteţa sistema.
6.3.3. Ojlerove diferencijalne jednačine ravnoteže
Na elementarnu zapreminu fluida koji je u ravnoteţi deluju sile pritiska (u pravcu sve tri
koordinatne ose), kao i sila teţine ove zapremine fluida (deluje u pravcu suprotnom od
pravca z-ose) .
Bilans sila moţe se postaviti za svaku osu pojedinačno
0)(
dzdydx
x
ppdzdyp
0)(
dzdxdy
y
ppdxdzp
0)(
gmddydxdz
z
ppdxdyp
Sredjivanjem, uz uslov dm = r dV i dV = dx dy dz i dV = 0 dobija se:
0
0
0
gz
p
y
p
x
p
𝑝 𝜕𝑝
𝜕𝑧𝑑𝑧
𝑝 𝜕𝑝
𝜕𝑥𝑑𝑥
𝑝 𝜕𝑝
𝜕𝑦𝑑𝑦
𝑑𝑥
𝑑𝑦
𝑑𝑧
𝑝
𝑔 𝑑𝑚
𝑝
𝑝
𝑥
𝑦
𝑧
72
6.3.4. Bilans sila za ukupnu zapreminu
0)(
g
z
p
y
p
x
p
Uzimajući u obzir predhodne jednačine, bilans sila je:
0)(
g
z
p
Pošto su promene parcijalnih pritisaka u pravcu x-ose i y-ose jednake nuli, parcijalni
izvod se moţe zameniti totalnim, pa se dobija:
0)( gdz
pd
Odgovarajućim transformacijama jednačine, dobija se sledeća jednačina:
0 zdg
pd
Daljim sredjivanjem, nastaje:
00
z
g
pdodnosnodz
g
pd
Integraljenjem leve i desne strane jednačine, dobija se:
Cconstzg
p .
Za dve tačke u istoj strujnici fluida vaţi jednakost:
1221
22
11 zz
g
ppiliz
g
pz
g
p
Ova jednačina naziva se Osnovna jednačina hidrostatike.
6.3.5. Paskalov zakon
Ako se pritisak u tački (1), dejstvom spoljne sile, poveća za diferencijalno malu vrednost
Δp1, tada će i pritisak u tački (2) biti povišen, što dovodi do promene u osnovnoj jednačini
hidrostatike za Δp2:
constzg
ppz
g
pp
2
221
11
Da bi se odrţala jednakost leve i desne strane jednačine, osnovni uslov je da su priraštaji
pritiska medjusobno jednaki, tj. da vaţi izraz:
21 pp
Iz ove jednačine proizilazi Paskalov zakon, po kome svaka promena pritiska u bilo kojoj
tački fluida dovodi do iste takve promene pritiska u drugoj tački fluida, odnosno da se
pritisak kroz fluid koji miruje prenosi na sve ostale tačke fluida bez promene.
Merenje pritiska u nekoj tački fluida koji miruje ilustrovano je na primeru fluida u
nekom rezervoaru, slika 6.
73
Pritisak u tački (A) fluida, uzimajući u obzir osnovnu jednačinu hidrostatike, je:
zzgpp 00
gde su: po – spoljni (atmosferski) pritisak,
ρ – gustina fluida,
g – ubrzanje zemljine teţe,
zo – z = h - visina nivoa tečnosti iznad tačke (A).
Proizvod r∙g∙h naziva se manometarski pritisak, a odredjuje se pomoću piezometarske
cevi priključene na rezervoar. Količnik po/(ρg) = ho sluţi za eksperimentalno odredjivanje
atmosferskog prtiska (po).
6.3.6. Sile hidrostatičkog pritiska
Silama hidrostatičkog pritiska nazivaju se sile koje su posledica delovanja statičkog
pritiska fluida na tela u i oko fluida. Kod gasova je zbog male gustine doprinos
hidrostatičkog pritiska zanemarljiv pa je pritisak u otvorenoj posudi ispunjenoj gasom
jednak pritisku okolne atmosfere, a pritisak u zatvorenoj posudi u svim njenim tačkama
jednak.
6.3.6.1. Hidrostatička sila na dno posude
Zamislimo posudu ravnog dna u kojoj se nalazi tečnost Cina dubine h. Kako je posuda s
gornje strane otvorena, na povr? sini teku? cine pritisak je jednak atmosferskom pritisku
pa, a relativni hidrostatski pritisak na dnu posude je:
Statika fluida se bavi rasporedom normalnih naprezanja unutar fluida, odnosno
proračunom sila koje deluju na elemente konstrukcija okruţenih fluidom u mirovanju.
Količina fluida označava se sa Q, pa je za gas u zatvorenom prostoru:
(5.13)
tj. proizvod broja mola i molske mase, a broj molova gasa je:
74
Za tečnosti se koristi jednačina:
Za fluid u stanju mirovanja pritisak u svim tačkama posmatrane zapremine je isti. Kod
gasova pritisak je u funkciji temperature, a kod tečnosti u funkciji visine stuba tečnosti.
p = f (T,V) p = pa + hρg
Q = nM (=) kg Q = Vρ (=) kg
Slika 5.4. Model gasa i tečnosti u stanju mirovanja
Na tečnost u mirovanju deluje atmosferski pritisak pa i pritisak molekula tečnosti na
visini stuba (hidrostatski pritisak)ph koji je jednak:
ph = hρg (=) Nm-2 (=) Pa (5.16)
Ukupni pritisak tečnosti u mirovanju jednak je:
p =pa + ph = pa + hρg (=) Pa (5.17)
i linearno opada sa visinom, odnosno raste sa dubinom.
Suma atmosferskog i hidrostatskog pritiska moţe se izraziti i na sledeći način:
tj. u nestišljivom fluidu u mirovanju pijezometrijska visina je konstantna u svim
tačkama. Na slici 4.5. ilustrativno je prikazano delovanje pijezometriske visine u
zatvorenom rezervoaru kojem se nameće pritisak preko delujuće sile na klip.
Slika 5.5. Prikaz delovanja pijezometrijske visine
75
U tačkama 1, 2 i 3 pritisci se mere visinom stuba u pijezometrima, tj. cevima u kojih je
donji kraj otvoren a gornji zatvoren i pod potpunim vakuumom p = 0 . Zakon rasporeda
hidrostatskog pritiska ilustrovan je konstantnim visinskim poloţajem meniskusa u
pijezometrima. Prema Paskalovom (Pascal) zakonu je:
p = pa + hρg (5.19)
a prema pijezometrijskoj visini je:
Na rezervoar je priključen manometar koji meri razliku između apsolutnog pritiska p i
atmosferskog pritiska pa. pa razlika je:
pm = p - pa = ρghm (5.21)
i naziva se manometarski pritisak.
Za razliku veću od nule u fluidu vlada nadpritisak pm>0, a ako je manja od nule tada
vlada podpritisak-vakuum, pm<0.
76
6.4. Hidrodinamika fluida. Zakon kontinuiteta
Hidrodinamuka tretira fluide u kretanju pod delovanjem sila. Fluidi u tehnološkim
procesima, u najvećem broju slučajeva struje kroz cevi kruţnog preseka, duţine L,
prečnika D sa brzinom v.
Slika 5.6. Model strujanja fluida u cevi Fizičke karakteristike fluida: p, v, ρ, µ, δ, D, c;
Toplotne karakteristike fluida: T, cp, λ, d - prečnik cevi; g - gravitaciona konstanata
Zapreminski protok fluida kroz jedinicu površine poprečnog preseka u jedinici vremena
dat je izrazom:
Qv = A• v (=) m3/s (5.22)
a maseni protok je:
odnosno:
Strujanje fluida kroz cev kojoj se menja prečnik prikazano je na slici 5.7.
Slika 5.7. Model strujanja fluida kroz različite presjeke
Kod ovakvog strujanja (prema zakonu o odrţanju materije), količina fluida koja je u
jedinici vremena ušla u cev mora iz nje i izaći, bez obzira na promenu poprečnog preseka
cevi.
Ako se količina fluida u jedinici vremena označi sa Q, tada je:
Q1 = Q2 =... = Qn. (5.25)
77
Ovaj oblik zakona o odrţanju materije naziva se zakon kontinuiteta koji kaţe da u
jednom hidraulički zatvorenom sistemu, kroz sve poprečne prese- ke, bez obzira na
njihove dimenzije protiče ista količina fluida u jedinici vremena. Kako je:
Qv = A• v (=) m3/s (5.22)
ili:
(5.26)
tj. brzine strujanja obrnuto su proporcionalne kvadratima prečnika za cevi kruţnog
preseka. Vaţnost zakona kontinuiteta ogleda se u njegovoj primeni na realne fluide, kod
kojih postoje privlačne sile među česticama kao i sile unutrašnjeg trenja (viskoznosti).
Zakon kontinuiteta definisan jednačinom 4.26. vaţi za nestišljive fluide i izotermno
strujanje. Strujanje fluida moţe se prikazati kao strujanje u monomolekulskim slojevima
koji se međusobno taru. To trenje najviše se ispoljava uz sam zid cevi koji poseduje
određenu hrapavost. Ta hrapavost prosto "zadrţava" slojeve fluida uz zid u mirovanju,
tako da je brzina sloja fluida na samom zidu vo = 1. Sedeći sloj se ipak kreće neznatnom
brzinom. Što su slojevi bliţi osi cevi to raste njihova brzina strujanja. U samoj osi cevi
trenje je najmanje a brzina najveća,
vo < v1 < v2 < ... < vn < vmax.
Slika 5.8. Profil brzina slojeva fluida u cevi
6.5. Režimi strujanja fluida
Brzina strujanja fluida je funkcija viskoznosti, tj.:
V = f (µ) (5.27)
Kako su brzine različitih slojeva fluida različite, to je potrebno naći neku srednju brzinu
strujanja fluida, koja će predstavljati stvarnu prosečnu brzinu strujanja i sa kojom se
moţe računati u praktičnom radu. Ta srednja brzina se
nalazi između Vo i Vmax, tj. Vo < Vsr < Vmax.
Da li će srednja brzina strujanja fluida biti bliţa Vo ili Vmax zavisi od reţima strujanja
fluida. U zavisnosti od uslova fluidi mogu proticati na tri načina. Prvi način je laminarno
proticanje, drugi prelazno (preobraţajno), a treći turbulentno proticanje.
Ovo je prvi primetio Osborn Rejnolds (Osborn Reynolds) koji je svoja ispitivanja vršio na
aparaturi prikazanoj na slici 4.9.
78
Slika 5.9. Šematski prikaz aparature za Rejnoldsov broj
Uređaj se sastoji od: rezervoara (1) koji je snabdeven uređajem za odrţavanje
konstantnog nivoa (2). Za rezervoar je spojena staklena cev (3) koja je na svom ulaznom
kraju levkasto proširena kako bi se izbeglo vrtloţenje pri uticanju fluida u cev. Na
drugom kraju cevi postavljena je slavina (4) kojom se reguliše protok i brzina proticanja
fluida kroz cev. Na cev (3) je priključena Venturijeva cev (5) na koju je spojen U-
manometar napunjen ţivom. U ulazni, prošireni, kraj staklene cevi koaksijalno je
postavljena kapilara (6), koja je preko slavine (7) spojena sa rezervoarom rastvora
metilenskog plavog (8). Otvaranjem slavina (4) i (7) postiţe se proticanje vode i
metilenskog plavog kroz cev. Pri niţim brzinama nit rastvora metilanskog plavog se
kreće u osi cevi, ne mešajući se sa vodom oko nje. Strujnice se kreću u paralelnim
slojevima bez međusobnog mešanja što je osnovna karakteristika laminarnog strujanja.
Pri većim brzinama proticanja dolazi do blagog mešanja slojeva, pa nit obojene tecnosti
struji koaksijalno (prelazni reţim strujanja). Kod mnogo većih brzina strujanja, javljaju
se vrtlozi, nit obojene tečnosti počinje da se kida bojeći tečnost u cevi uniformno plavo.
Brzina pri kojoj dolazi do kidanja niti rastvora metilenskog plavog naziva se kritična
brzina i ona je karakteristicna za početak turbulentnog strujanja. Za strujanje fluida od
značaja su dve osnovne sile: sila inercije Fi i sila trenja Ftr. Na osnovu odnosa ovih sila
moţe se suditi o reţimu strujanja:
Rejnoldsova ispitivanja su pokazala da je reţim strujanja funkcija više promenljivih koje
se mogu izraziti kao proizvod čineći bezdimenzionu grupu, Rejnodlsov kriterijum Re:
Re = f (d, v, ρ, µ) (5.28)
odnosno:
79
Pokazalo se da pri laminarnom strujanju vrednost Re-broja ne prelazi 2320, dok je ona u
izrazito turbulentnom strujanju veća od 10000. Ako je 2320 < Re < 10000 strujanje je
preobraţajno, pri čemu mogu da se pojave oba načina strujanja i da lako pređu iz jednog
vida u drugi i obrnuto. Kod konstantnih vrednosti (d, ρ, µ) reţim strujanja zavisi samo od
brzine strujanja v, a kritična brzina je ona, pri kojoj dolazi do prvog prekida laminarnog
strujanja (tj.: pri Re=2320) pa je:
odnosno:
6.6. Ekvivalentni prečnik međucevnog prostora
Ekvivalentni precnik odgovara precniku cevi kruţnog preseka koji ima isti odnos napona
smicanja na zidu cevi i pada pritiska po jedinici duţine cevi, kao i cevi nekruţnog
poprečnog preseka.
Za proračun strujanja fluida kroz vodove različitog oblika, uveden je pojam hidrauličkog
prečnika. Hidraulički prečnik predstavlja odnos "ţivog" preseka fluida u cevi ili kanalu i
okvašenog obima, gdje se pod ţivim presekom podrazumeva površina preseka onog dela
voda koji je popunjen fluidom.
| |
gde su:
rh | | , hidraulički prečnik;
| | , ţivi presek;
O| | , okvašeni obim.
Za vod kruţnog preseka u kome fluid protice punim profilom je:
U slučajevima kada fluid ne prolazi kroz cevne vodove kruţnog preseka ili kada pri
proticanju ispunjava samo djelomicno cev, potrebno je odre- diti ekvivalentni precnik.
Ekvivalentni precnik definisan preko hidrauličkog prečnika jednak je:
| |
80
Slika 5.10. Prikaz "ţivog" preseka fluida - anularni prostor
Ekvivalentni precnik pri proticanju fluida kroz anularni prostor jednak je:
(
)
Na isti način se računa ekvivalentni prečnik međucevnog prostora ako je u jednoj široj
cevi smešteno (n) uţih cevi:
Reţim strujanja u međucevnom prostoru ako poznajemo protok odnosno brzinu strujanja
fluida računa se:
reţimi strujanja na otvorenim kanalima računaju se prvenstveno u zavisnosti od samog
poprecnog preseka otvorenog kanala, kao i od dela zauzete površine preseka samim
tokom fluida.
Slika 5.11. Poprečni presek otvorenog kanala
Ekvivalentni precnik otvorenog kanala i kvadratnog preseka u kojem fluid zauzima 75%
površine preseka računa se:
Treba zapaziti da poprečni presek toka fluida predstavlja površinu kroz koju prolazi
protočni fluks. Okvašeni obim predstavlja obim granice faze fluida, pa je površina
granice faze fluida kroz koji prolazi sopstveni fluks jednaka proizvodu duţine voda i
okvašenog obima:
| |
6.6.1. Strujanje kroz cevne vodove
81
Karakteristična brzina strujanja kroz cevni vod je srednja brzina definisana odnosom
zapreminskog protoka fluida i poprečnog preseka toka:
Linearna dimenzija toka je ekvivalentni prečnik de, definisan preko hidrauličkog
precnika rh, jednačina 5.33.
Ovaj odnos vaţi kako za tokove kruţnog preseka, tako i za druge oblike preseka, pa je:
(5.40)
Kao referentna veličina se u principu moţe koristiti i hidraulički radijus i ekvivalentni
prečnik, a praktično se, ipak, najčešće koristi ekvivalentni prečnik. U tabeli 4.1.
prikazani su ekvivalentni prečnici kruţnog preseka, prstenastog (anularnog) preseka,
kvadratnog preseka, kvadratnog preseka ispunjenog do polovine, pravougaonog preseka
i tankog proreza za koji je zo >> yo, pri cemu je yo=a/2 - polurastojanje između zidova
proreza. Poprečni presek toka fluida predstavlja površinu kroz koju prolazi protočni
fluks. U tabeli 5.1. dati su ekvivalentni prečnici za neke oblike poprečnog preseka toka.
Tabela 5.1. Ekvivalentni prečnici za neke oblike poprečnog preseka toka
6.7. Bernulijeva teorema
Bernulijeva (Bernoulli) jednačina predstavlja u osnovi zakon o odrţanju energije pri
kretanju fluida i pored jednačine kontinuiteta ima najveću primenu u hidrauličkim
proračunima.
6.7.1. Primena Bernulijeve teoreme na strujanje idealnih i realnih fluida
Svaka materija poseduje određenu količinu energije koja se ispoljava u različitim
vidovima, a ponekad i u više oblika istovremeno. Na primer, fluid u stanju mirovanja
82
poseduje potencijalnu energiju (energija poloţaja) i zapreminsku energiju. Kinetičku
energiju fluid manifestuje u stanju strujanja.
Na sledećoj slici prikazan je najjednostavniji slučaj strujanja fluida na principu
slobodnog pada, tj. bez dovođenja energije fluidu izvana:
Slika 5.12. Strujanje fluida slobodnim padom
Smer strujanja fluida je iz gornjeg rezervoara (2) u rezervoar (1), što je i razumljivo jer je
potencijalna energija fluida u stanju (1) manja i u skladu je sa opšte poznatim pravilom
da svaki sistem teţi da svoju slobodnu energiju svede na minimum.
Ako se pretpostavi da se radi o idealnom fluidu (tj. fluidu koji se teorijski kreće bez
trenja) onda je po Bernulijevoj teoremi ukupna promena energije između ma koja dva
proizvoljno izabrana poprečna preseka jednaka nuli za izolovani sistem kojem se ne
dovodi energija izvana. Ovakav sistem raspolaţe sledećim oblicima energije:
1. Potencijalna energija - energija poloţaja Eh ,
Eh - je energija koju posjeduje fliud mase (m), na određenoj visini od Zemlje, usled
gravitacije tj. sile gravitacije Fg:
Eh = Fg ∙h = m∙g∙h (=) J (5.41)
2. Energija pritiska - zapreminska energija Ep ,
Ep - je energija koju proizvede određena količina fluida (gustine ρ i zapremine V=
m / ρ) pritiskom na neku određenu površinu:
3. Kinetička energija Ek ,
Ek - je energija koju ispoljava fluid koji struji brzinom v. Kako brzina strujanja nije
stalna, zbog ubrzanja a, u obzir se moţe uzeti sila inercije:
Poštujući promenjivost brzine neka srednja brzina je:
83
pa je:
4. Unutrašnja energija Eu ,
Eu - je energija koja se manifestuje u unutrašnjem kretanju i oscilovanju molekula i
funkcija je temperature:
Eu = U = f (T) (=) J (5.46)
Primenom Bernulijeve teoreme na idealan (potpuno izolovan) sistem, proizilazi da je
ukupna energija fluida u preseku (1) jednaka ukupnoj energiji fluida u preseku (2):
∑ ∑
Ukupna energija fluida u bilo kojem mjestu jednaka je zbiru svih energija sa kojima fluid
raspolaţe:
∑
a s obzirom na Bernulijevu teoremu moţe se pisati:
Za posmatrani sistem veliine sa indeksom (1) ili (2) predstavljaju promenjive, a one bez
indeksa su konstantne. Ako se poslednji izraz racionališe svodeći ga na jediničnu masu
(m=1kg) i deleći sa konstantom (g), pri čemu je za adijabatski sistem (potpuno izolovan
sistem) unutrašnja energija takođe konstantna dobija se izraz:
koji predstavlja konačni oblik Bernulijeve jednačine za idealni fluid, odnosno jednu od
varijanti zakona o odrţanju energije. Svaki od ovih članova jednačine ima dimenzije
duţine L tj. izraţeni su u metrima:
| |
| |
| |
| |
| |
Iz ovog proizilazi da i energija u ovako transformisanom obliku Bemulijeve jednačine
ima dimenzije duţine [L]. Kod realnih fluida deo od ukupne energije se troši na
savladavanje unutrašnjeg trenja kao i trenja o zidove cevi što se ispoljava u minimalnom
povišenju temperature, a što nema bitnijeg uticaja na promene fizičkih karakteristika
fluida (ρ i µ). Taj gubitak energije, koji se ispoljava kao pad pritiska (Δp = h•ρ•g) , jedan
je od najznačajnijih problema kod praktične primene Bernulijeve teoreme. Da bi se zbog
gubitka energije, preovladala razlika visine i pritiska, pri prenosu fluida iz rezervoara
84
(1) u rezervoar (2), neophodno je fluidu dovesti energiju izvana pomoću pumpe (slika
5.13.).
Slika 5.13. Strujanje fluida pomoću pumpe
Bernulijeva jednačina u tom slučaju se proširuje sa dva člana, a za struja- nje realnog
fluida pod pritiskom pumpe i uz gubitke energije ima oblik:
Kako su pojedini članovi u Bernulijevoj jednačini prikazani dimenzijama duţine (L), to
se u ovom slučaju ne moţe govoriti o oblicima energije već o njihovim potencijalima koje
nazivamo visinama energije. Tako je:
h (=) m - potencijalna ili geodetska visina odnosno visina energije poloţaja,
H (=) m - visina energije pumpe,
hgub (=) m - visina energije gubitaka.
Bernulijeva teorema sada bi mogla i ovako da glasi: Suma visina svih oblika energije je
konstantna na bilo kojem preseku posmatranog hidrodinamičkog stacionarnog sistema.
Ovakav smisao Bernulijeve jednačine moţe se najbolje objasniti na praktičnom primeru
strujanja stacionarnog realnog fluida (slika 5.14.)
85
U preseku A nivo fluida u pijezometrijskoj cevi se podigao za visinu koja odgovara iznosu
(h1+p1/ρg) .Udarajući o Pitovu (Pitoo) cev fluid se na tom mestu zaustavlja, usljed čega se
kinetička energija fluida
pretvara u ekvivalentnu energiju pritiska, a nivo stuba
tečnosti u Pitovoj cevi se uvećava u odnosu na pijezometrisku cev za iznos koji odgovara
kinetičkoj energiji. Prema Bernulijevoj teoremi moţe se pisati da je visina svih oblika
energije:
Ova razlika nivoa stuba tečnosti u pijezometrijskoj i Pitovoj cevi odgovara razlici "visine"
kinetičke energije fluida u preseku A. Međutim, nivo stuba tečnosti u Pitovoj cevi, ne
odgovara nivou tečnosti u rezervoaru i razlikuju se za visinu označenu sa . Ta
razlika predstavlja visinu energije utrošenu na prevladavanje unutrašnjeg trenja i trenja
fluida o zidove cevi i ispoljava se u vidu "visine" gubitka energije.
U preseku B razlika nivoa tečnosti između pijezometriske i Pitove cevi je veća zato što je
poprečni presek cevovoda na tom mjestu uţi, jer se prema zakonu kontinuiteta (
) brzina v2 mora znatno povećati, a time se povećava i "visina" kinetičke
energije
Visinska razlika nivoa h2gub takođe predstavlja "visinu" gubitka energije, koja je, nakon
pređenog puta između preseka A i B veća od visine gubitka u preseku A koja je iznosila
h1gub (h2gub > h1gub).
U presjeku C proširenje poprečnog preseka cevi je znatno veće, što dovodi do smanjenja
brzine strujanja, pa je i "visina" kinetičke energije
.
Na slici se uočavaju linije koje povezuju nivoe tečnosti u pijezometrijskim cevima (a i b)
koje se nazivaju linijama pijezomatriskog pritiska koje se razlikuju od vaţećeg zakona za
statiku fluida po kojem je:
86
jer je očigledno da se linije pijezometriskog pritiska zbog promene brzine fluida mogu
podizati ili spuštati. Linije koje povezuju nivoe tečnosti u Pitovim cevima zovu se linije
gubitka energije prouzrokovane usled gubitaka trenjem. Na osnovu Bernulijeve
jednačine primenjene na stacionarno strujanje realnog fluida moţe se izračunati visina
energije pumpe potrebna za prenos fluida između bilo koja dva preseka posmatranog
hidrauličkog sistema:
∑
U literaturi se ovaj izraz navodi kao jednačina za proračun "ukupne visine pumpe", na
osnovu kojeg se moţe izračunati i snaga pumpe.
Snaga pumpe na osnovu koje se moţe odrediti potrebna snaga pogonskog elektromotora,
predstavlja rad pumpe odnosno energiju utrošenu u vremenu:
gdje je: Ep - energija pritiska kao karakteristicna energija za rad pumpe.
Ako se uzme da h predstavlja ukupnu visinu pumpe H dobije se:
Kako je stepen djelovanja aparata (η ≤ 1) pa prema tome i pumpi, to znači da teorijski
izračunatu snagu treba deliti sa η da bi se dobila stvarno potrebna snaga:
Stvarna snaga potrebna za pogon pumpe jednaka je:
gde je:
, zapreminski protok fluida.
Stepen delovanja centrifugalnih pumpi koje su i najčešće u upotrebi kreće se η = 0,6 -
0,7.
6.7.2. Primena Bernulijeve teoreme na gasove
Gasove, za razliku od tečnosti karakteriše njihova kompresibilnost i u stanju su da vrše
rad ekspanzijom i to:
- na račun primljene toplote izvana (izotermno strujanje),
- na račun zapreminske i unutrašnje energije (adijabatsko strujanje) i
- na račun sva tri nacina (politropno strujanje)
87
Uzimajući u obzir unutrašnju energiju gasa, Bernulijeva jednačina za gas u
diferencijalnom obliku glasi:
Prema prvom zakonu termodinamike je:
Supstitucijom ovih vrednosti u Bernulijevu jednačinu za gas dobija se:
Integriranjem ovog izraza u granicama stanja 1 do 2 sledi:
∫
Za realne sisteme je:
∫
Pošto je: p/ρ - konstanta za izotermni rad; p/ρχ - konstanta za adijabatski rad i p/ρn -
konstanta za politropski rad, tada su izrazi Bernulijeve jednačine za realne gasove
sledeći:
(
)
(
)
U ovim izrazima zanemarena je razlika potencijalne energije poloţaja (h2 – h1) zbog male
specificne mase gasova.
6.7.3. Primjena Bernulijeve jednačine na merenje brzine strujanja
Instrumenti za merenje brzine strujanja fluida, a time posredno i njihovog protoka,
zasnivaju se na praktičnoj primeni Bernulijeve jednačine. Merenje protoka fluida je
jedno od osnovnih merenja u hemijsko - inţenjerskoj tehnici. Materijalne i energetske
bilanse procesa moguće je postaviti samo pod uslovom da se pored ostalih veličina,
88
poznaju i količine materija koje ulaze i napuštaju posmatrani proces. Za merenje protoka
u praksi se najčešće koriste sledeće metode:
- direktna merenja;
- dinamička merenja;
- površinska merenja i
- protočna merenja.
6.7.3.1. Direktna merenja
Direktna merenja predstavljaju najelementamiji način merenja kojima se često vrše
mjerenja u cilju baţdarenja drugih instrumenata. Princip merenja se sastoji u merenju
vremenskog intervala τ za koji protekne određena zapremina V, masa m ili teţina fluida
G. U zavisnosti koji vid merenja se sprovodi dobija se zapreminski, maseni ili teţinski
protok.
Tako je:
Međusobna zavisnost ovih protoka data je preko gustine ρ ili zapreminske teţine γ:
i
6.7.3.2. Dinamička merenja
U ovu grupu instrumenata spadaju:
- merna blenda (oštrobridni zaslon) ili prigušna ploča;
- venturimetar (Venturi cev);
- Pito-Plandtlova cev.
Instrumenti iz ove grupe konstruisani su tako da izazivaju pad pritiska, koji se moţe
meriti. Taj pad pritiska je u funkciji protoka. Sva ova merenja se zasnivaju na merenju
razlike izazvane promenom kinetičke energije fluida. Jedan od najjednostavnijih uređaja
za merenje razlike pritiska je takozvani U - manometar koji se sastoji iz savijene
staklene cevi napunjene sa dva nestišljiva fluida različitih gustina i koji se međusobno
ne mešaju. Krajevi manometra se vezuju za prostore između kojih se meri razlika
pritisaka. Na slici 4.15. prikazan je diferencijalni U-manometar.
89
Slika 5.15. Diferencijalni manometar (U- manometar)
Neka u takama 2 i 1 djeluju razliciti pritisci p2 i p1 čija se razlika ţeli izmeriti, tada je:
p2 = p1 + Δp (5.65)
U momentu od početka dejstva ovih pritisaka doći će do pomeranja fluida u cevi
manometra, sve dok se ne uspostavi ravnoteţno stanje prikazano na slici 4.15. U cevi
manometra nalazi se merna tečnost gustine veće od gustine fluida koji struji kroz
cevovod. Slučaj je isti kao kod pijezometra (d1 = d2 odnosno V1 = V2), pa će Bernulijeva
jednačina glasiti:
gdje je: hgub = Δh, razlika visine stuba merne tečnosti.
Mnoţenjem jednačine sa (ρ•g) clanovi jednačine se pretvaraju u pritisak s tim što se član
hgub mnoţi sa gustinom merne tečnosti pa se dobije:
Kako je: , to se sređivanjem izraza dobija: ,
odnosno: (5.67)
Izmereni pritisak i gornja (manometarska) jednačina su osnov merenja i proračuna
brzine strujanja fluida kroz cevni vod.
Merna blenda
Merna blenda je najjednostavniji instrument za merenje protoka dinamičkom metodom.
Sastoji se iz ravne ploče sa kruţnim otvorom u sredini koja sa postavlja poprečno na
pravac strujanja fluida.
Merna blenda je istrument koji meri pad pritiska izazvan promenom oblika i rasporeda
strajnica.
90
Slika 5.16. Merna blenda, odnosno prigušna ploča
Maksimalno suţenje strujnica je na odstojanju od ploče, od jednog do dva prečnika
cevovoda D. Tačka maksimalnog suţenja zove se vena contracta i njen tačan poloţaj
zavisi od protoka i odnosa prečnika cevovoda i prečnika prigušne ploče. Da bi se
osigurala maksimalna razlika nivoa u manometru, merno mesto 2 mora biti postavljeno
na mesto vena contracte.
Bernulijeva jednačina za ovaj slučaj glasi:
Prema zakonu kontinuiteta je: V1∙D2 =V2∙d2
Uvrštavanjem u Bernulijevu jednačinu dobija se:
(
)
√
[ ⁄ ]
Međutim, prečnik strujnica (mlaza) u najuţem preseku se ne moţe tačno utvrditi, pa se
zbog te greške kao i zbog zanemarivanja trenja poslednji izraz popravlja koeficijentom
(k) u cilju dobijanja srednje brzine strujanja.
√
[ ⁄ ]
Koeficijent (k) zavisi od konstrukcije uređaja i reţima strujanja Re, a njegova vrednost se
određuje baţdarenjem uređaja i najčešće je k ≈ 0,6-0,7. Osnovni nedostatak merne blende
je što uzrokuje stalni gubitak pritiska zbog stalnog i snaţnog vrtloţenja iza suţenja tako
da pritisak na tom mestu iznosi cca. 50 % prvobitnog. Zato se ovakav uređaj koristi
ponekad kod privremenih a ne i kod stalnih merenja.
Merna mlaznica prouzrokuje manje gubitke pritiska zato što nema oštre ivice, pa je i
popravni koeficijent (k) za ovako modifikovan uređaj nešto veći.
91
Slika 5.17. Merna mlaznica Venturijeva cev (venturimetar)
Princip rada Venturijeve cevi je identičan sa onim kod merne blende, a pravilno
postavljena Venturijeva cev (slika 4.18) svodi otpore na minimum. Ova cev je tako
profilisana da pri proticanju fluida kroz nju ne dolazi do odvajanja graničnog sloja, te su
i otpori minimalni. Za proračun brzine strujanja koristi se isti izraz kao i za mernu
blendu s tim što je popravni koeficijent (k) veći i za normalna tehnička merenja iznosi:
k = 0,80-0,89, a gubitak pritiska je svega 10 %.
Slika 5.18. Venturi cev (venturimetar)
Pito-Prandtlova cev
Pito-Prandtlova cev je uređaj koji meri brzinu u jednoj tački. Sastoji se iz dve
koncentrične cevi, postavljene paralelno sa tokom fluida. Spoljašna perforirana cev
povezuje anularni sa spoljašnjim prostorom, upravno na pravac strujanja fluida.
Anularni prostor je jednim krajem vezan za jedan kraj U-manometra, a na drugi kraj U-
manometra spojena je unutrašnja cev.
Saglasno Bernulijevoj jednačini, pošto brzina pada na nulu u zaustavnoj tački, kinetička
energija fluida prelazi u energiju pritiska (dinamički pritisak), pa odgovarajući krak
manometra registruje statički+dinamički pritisak (p2). Na otvoru spoljašnje cevi, brzina
je jednaka nuli, pa odgovarajući krak ma- nometra registruje samo statički pritisak (p1).
Slika 5.19. Pito - Prandtlova cev
Unutar Pito-Prandtlove cevi nema kretanja fluida, a anularnim prostorom se prenosi
statički pritisak. Na otvorenom kraju unutrašnje cevi dolazi do zaustavljanja kretanja
fluida, a brzina pada na nulu. Pošto ovaj uređaj meri brzinu u jednoj tački, da bi dobili
92
tačne podatke cev mora biti precizno izrađena i postavljena idealno paralelno sa
strujnicama u cevi. Da bi se merenjem došlo do vrednosti srednje brzine, merenja bi se
morala vršiti u nizu tačaka po poprečnom preseku toka fluida. Pito-Prandtlova cev se u
cevovod ugrađuje tako da njen ulazni kraj bude tačno u osi cevi. U tom slučaju meri se
maksimalna brzina strujanja:
√
koja se mora korigovati popravnim koeficijentom (k) da bi se odredila neka srednja
brzina strujanja.
gdje je: Vsr = 0,5Vmax, laminarni reţim,
Vsr = (0,8 - 0,9)Vmax, turbulentni reţim.
Nedostaci Pito-Prandtlove cevi su i ti jer meri male razlike pritiska što zahteva upotrebu
osjetljivih manometara.
Površinska merenja protoka
Za površinska merenja protoka fluida u upotrebi su dva osnovna tipa merača i to
rotametar i prelivnici od kojih su najpoznatiji Tompsonov (Thompson) prelivnik.
Rotametar se sastoji od plovka (čigra) koji se slobodno vertikalno kreće unutar konične
merne cevi, kroz koju protiče fluid odozdo naviše. Plovak se zadrţava na određenoj visini
u cevi rotametra, kada se izjednače sile gravitacije, pritiska i sile otpora koja uključuje
otpor usled površinskog trenja i otpor usled oblika plovka. (slika 4.20.).
Uspostavljanjem ravnoteţe, zbir svih sila, koje dejstvuju na plovak mora biti jednak nuli.
Te sile su: sila gravitacije Fg koja dejstvuje naniţe, sila potiska Fp koja dejstvuje naviše i
sila otpora fluida Fot koja takođe dejstvuje naviše.
Slika 5.20. Sematski prikaz rotametra 1-konusna cev; 2-plovak (čigra); 3-gornji
graničnik; 4-donji graničnik
Rotametri se široko primenjuju u procesnoj industriji i različitih su konstrukcija. U
praksi se vrlo retko vrši proračun rotametara, već se na osnovu kataloga proizvođača
odabere neki od tipova prikladan za zadane uslove merenja. Merna cev rotametra je
izbaţdarena tako da visina plovka direktno pokazuje protok fluida. Međutim, u praksi se
često javlja potreba da rotametar kupljen za jedne uslove merenja treba prebaţdariti za
93
druge uslove. U katalozima su obično preporučene jednačine u tu svrhu. Ukoliko se ne
raspolaţe sa katalozima, moţe se posluţiti izrazima:
√
√
gde su: Vo – projektovani zapreminski protok rotametra
V1 – merni zapreminski protok;
Cr – konstanta rotametra;
T (=) K, termodinamička temperatura;
p (=) Pa, pritisak;
ρ (=) kgm-3, gustina fluida;
ρpl (=) kgm-3, gustina materijala (plovka).
Indeksi 0 i 1 odnose se na projektnu veličinu rotametra i nove uslove merenja. Konstanta
rotametra zavisi od oblika plovka i Re kriterijuma što je prikazano na slici 4.21.
Slika 5.21. Konstanta protoka rotametra za razlicite oblike plovka
Princip rada prelivnika isti je kao i kod rotametra, s tim što se prelivnici koriste za
merenje protoka samo tečnosti i to najčešće vode u otvorenim kanalima.
94
6.8. Tečne petrobitumije-nafta
6.8.1. Sastav i fizičko hemijske karakteristike nafte
Nafta (zemno ulje, petroleum, crude oil) – na molekulskom nivou sadrţi ugljikovodonična
jedinjenja kao i organska jedinjenja sumpora, azota i kiseonika, a mogu biti prisutni i
metali ali u manjoj količini. I ako veći deo sastava nafte čine ugljikovodonici, vrsta i
način njene obrade većinom je određen neugljikovodičnim sastavom (sumpor, kiseonik i
azot). Organska jedinjenja sumpora, azota i kiseonika imaju tendenciju koncentriranja u
naftnim frakcijama s višim temperaturama ključanja i na taj način bez obzira na njihov
početni sadrţaj u sirovoj nafti znatno oteţavaju obradu tih naftnih frakcija.
Ugljikovodični deo nafte većinom se sastoji od parafinskih, naftenskih i aromatskih
organskih jedinjenja. Olefinska jedinjenja se uobičajeno ne nalaze u sirovoj nafti, kao ni
acetilenski ugljikovodonici.
Udeo parafina u sirovoj nafti zavisi od vrste nafte, međutim, uopšteno će se udeo
parafinskih ugljikovodonika smanjivati s povećanjem molekulske mase. U benzinskim
frakcijama će tako udeo parafinskih ugljikovodonika dostizati 80 %, dok će u mazivim
uljima iznositi do 30 %. Količina različitih jedinjenja nekog homolognog niza znatno
varira s obzirom na njihov apsolutni i relativni sadrţaj. U bilo kojoj frakciji sirove nafte
moţe postojati manji broj jedinjenja koje čine veći dio sadrţaja te frakcije, a vrsta tih
jedinjenja zavisiće od prirode izvornog materijala kao i od relativnog sadrţaja pojedinih
jedinjenja koji preovladavaju u uslovima stvaranja sirovine.
Elementarni sastav – prosečno (%):
C 83-87
H 11-14
S 0.5-6
N 0.1-2.0
O 0.05-1.5
Metali u tragovima: #$2 40 metala. najvaţniji: Fe, Al, Ca, Mg, Ni, V.
6.8.1.1. Parafini
Parafini su zasićeni ugljikovodonici s opštom formulom: CnH2n+2(alkani), a mogu biti
ravno lančani (normalni, n-parafini) ili razgranati (izoparafini). Lakši gasoviti parafini,
C1–C4, nalaze se rastvoreni u nafti ili u leţištima prirodnog gasa gde im je udeo veći od
95 %, a preteţno su to metan, etan, propan, butan, izobutan i 2,2-dimetilpropan. Tečni
parafini, S5–S17, najzastupljenija su parafinska ugljikovodičnajedinjenja u nafti, a
njihova temperatura ključanja raste s porastom molekulske mase. Њihov sadrţaj u nafti
je 30 - 70%. Takođe, s povećanjem broja ugljenikovih atoma parafinskih jedinjenja
progresivno raste i broj mogućih izomera ( S6...5 izomera, S12.. .355 izomera , S18.. .60532
izomera ) koji imaju veći oktanski broj od n-parafina.
Čvrsti parafini, S16–S78, prisutni su u svim naftama, otopljeni ili dispergovani, s
različitim udelima koji često mogu biti i do 5 %, ali u nekim naftama je utvrđeno i 7,
odnosno 12 % od čega je oko 50 % n-parafina.
угљоводоници
↗ парафини:н-,изо-, разгранати
→ циклопарафини (=нафтени)
↘ аромати →деривати бензена
95
6.8.1.2. Cikloparafini
Cikloparafini (cikloalkani) su zasićeni aliciklični ugljovodonici sa opštom formulom za
monociklične, CnH2n (cikloalkani, nafteni), biciklične CnH2n-2, triciklične CnH2n-4,
tetraciklične CnH2n-6. Kod monocikličnih ugljovodonika u nafti su prisutni u značajnoj
količini petočlani i šestočlani nafteni. S obzirom na strukturu pored mogu biti
monocikličnih, bicikličnih, mogu biti i kondenzovani (određene su strukture sa bočnim
lancima do 30 S atoma i kondenzovani spojevi sa 4 i više prstenova).
To su najzastupljenija ugljovodonična jedinjenja u nafti, te mogu imati udeo od 25 do
75%. Њihov sadrţaj u nafti raste sa povećanjem molekulske teţine nafte.
6.8.1.3. Аromati
Аromati (areni) su ugljovodonici su jedinjenja čiji su molekuli prisutni u cikličnom
konjugovanom sistemu. Uglavnom njihovu osnovu čini šestočlani benzenski prstenovi, a
u nafti se nalaze sa udelom između 10 i 20 % (posebno do 30 %). Najvaţniji aromatski
jedinjenja u nafti su pored benzena i njegovih homologa (toluen, etilbenzen, o-, m-, p-
ksileni),biciklični naftalen i njegovi homolozi, triciklični fenantren, antracena i njihovi
homologe, tetraciklični: pirena, homolozi i dr. (manje od 3 %).
Derivati
naftalena
F fenentren + SH3 Antracen Benzantracen Piren + SH3
1. Monociklični parafini
Ciklopentan Cikloheksan
2. Biciklični
cikloparafini (zdruţeni
prstenovi)
Dicikloheksil Dicikloheksilmetan
3. Kondenzovani
cikloparafini
Diciklo (3,3,0) oktan
Pentalan
Diciklo (4,3,0) nonan
hidrindan
Diciklo (4,4,0)
dekan
dekalin
Diciklo (2,2,1) heptan
nonbornan
S10H16
adamantan
96
6.8.1.4. Hibridni ugljovodonici
Hibridni ugljovodonici (ceresins) su ugljovodonična jedinjenja koja sadrţe strukturne
karakteristike aromata i cikloparafina. Čine ih mešovite strukture parafina-naftena,
parafina, aromatičnih ugljovodonika i nafteni-aromati. U osnovi oni su čvrsti alkani sa
dugim lancima sa smešom ugljovodonika koji sadrţe ciklične ili aromatične prstenove.
Oni su glavni deo parafina depozita u procesima proizvodnje i prerade. Tetra- i penta-
ciklični ugljovodonici nađeni su u teškim frakcijama gasnih i mazivih ulja.
Hibridni
ugljovodonici
Tetralin 1,2,3,4 tetrametil
tetralin fluoreni
6.8.1.5. Heteroatomska jedinjenja
To su ugljovodonici, u kojima je molekularnu strukturu uključen kiseonik, sumpor, azot i
metali. U heteroatomska jedinjenja spadaju:
1. Oksigenati - fenoli, naftenske kiselina, masne kiseline, itd. Sadrţaji u nafti je
od 0.1 do 1%;.
2. Sumporna jedinjenja - merkaptani, sulfidi, disulfidi, tiofeni itd, Sadrţaji u
nafti je od 0,1 do 1-6%.;
3. Аzotna jedinjenja - amini, piridin, hinolin, pirol, sl, kao i njihove derivati,
sadrţaj u nafti je od oko 0,02 do oko 0,4 -1%;
4. Porfirini - imaju strukturu baze, koju čine četiri pirolova prstena sa
koordinacionim jedinjenjima vanadijuma, nikl, itd. Sadrţaj u nafti je manji
od 1%;.
5. Smole i asfalteni - visoko molekularna jedinjenja koja sadrţe dva ili više
heteroatoma; Sadrţaj u nafti je od 1 do 35%.
Najveća količina heteroatomskih jedinjenja nalazi se u naftnim frakcijama velike
molekulske mase, koja ima temperaturu ključanja iznad 300 °S. U naftama iz Zapadnog
Sibira sadrţaj heteroatoma je i do 15%. Pored heteroatoma nafte sadrţe i male količine
minerala i vode.
6.8.1.6. Sumporna jedinjenja
Sumporna jedinjenja su jedna od najvaţnijih heteroatomskih organskih jedinjenja koja
se nalaze u nafti s udelom između 0.1 i 2 % (vrlo retko do 7 %). U nafti je prisutno više od
200 različitih sumpornih jedinjenja, a najčešći su to sumporovodonik, merkaptani (tioli),
sulfidi, disulfidi, i tiofeni.
1. Merkaptani (tioli): imaju opštu formulu: R-SH, korozivni su i vrlo neugodnog mirisa
(etiltiol, C2H5–SH, oseća se pri koncentracijama 0.6-0.02 mg/kg)
97
metantiol cikloheksantiol Reakcija tiola pri povišenoj temperaturi
2. Sulfidi: imaju opštu formulu: R-S-R, disulfidi: R-S-S-R,
Polisulfidi: R-Sn-R
3.Tiofeni:
tiofen benztiofen Dibenztiofen dimetildibenztiofen
6.8.1.7. Аzotna jedinjenja
Аzotna jedinjenja – prisutna su u nafti u udelima koji variraju između 0.02 i 1.5 %, a
mogu biti bazni (izdvajaju se s H2SO4) i neutralni.
Bazni
(ssa.30%)
piridin Indolin kinolin amidin
Neutralni
(ssa.70%)
Porfirin
+
Kompleksi sa
V, Ni, Fe pirol indol karbazol
6.8.1.8. Jedinjenja kiseonika
Jedinjenja kiseonika se u nafti mogu nalaziti u različitim oblicima organskih jedinjenja
te je njihov udeo uobičajeno manji do 2%. Organska kiseonikova jedinjenja na višim
temperaturama su vrlo korozivna, a posebno ikovi spojevi su pri višim temperaturama
vrlo korozivni, a posebno Pb, Zn, Cu.
Karboksilne kiseline
+ Diciklične
alifatske Monociklične
naftenske Аromatske
estri amidi ketoni benzofuran
98
}18%
6.8.1.9. Metali
Metali – V, Ni, Fe, Mo, Cu, Na, Si, Al, Zn i jedinjenja metala spojevi koji se pojavljuju u
sirovoj nafti s udelima između 0.02 i 0.03% imaju veliki značaj pri preradi nafte u
odnosu na njihov vrlo mali sadrţaj. Tako će čak i tragovi gvoţđa, bakra te naročito nikla i
vanadijuma u ulaznim sirovinama za katalitičko krekovanje uticati na aktivnost
katalizatora i prouzrokovati povećane prinose gasa i koksa, uz smanjenje prinosa
benzina. Dve grupe metala nalaze se u značajnijim koncentracijama u izvornim sirovim
naftama:
Cink, titanijum, kalcijum i magnezijum nalaze se u obliku soli i organometalnih sapuna
koji imaju površinski aktivne karakteristike, a adsorbovani su na međufaznoj površini
voda/nafta i ponašaju se kao stabilizatori emulzija. Pri povišenoj temperaturi dolazi do
hidrolize metalnih soli pri čemu nastaju spojevi koji prouzrokuju pojavu korozije.
Vanadijum, bakar, nikal i deogvoţđa nalaze s u obliku jedinjenja topljivih u nafti. Ovi
metali imaju sposobnost stvaranja kompleksa s pigmentima pirola koji se nalaze u
klorofilu i hemoglobinu te su sigurno bili dio izvornog biljnog i ţivotinjskog materijala.
Nikal i vanadijum često stvaraju i komplekse s porfirinom.
Primer sastava nafte – Ponca City (SAD):
1. Parafini
n- CH3 – CH2 – R 14%
izo- CH3 – CH (CH3) – R
razgranati CH3 – CH2 –CH (CH3)n – R
2. Cikloparafini
alkil-ciklopentani 10%
alkil-cikloheksani 6%
kondenzovani prstenovi 5%
3. Аromati
alkil-benzeni 18%
binuklearni 17%
tri + tetra 4%
arom. cikl. 5%
Fluoreni 3%
Σ = 100%
99
Frakcioni sastav nafte odraţava sadrţaj jedinjenja koja ključaju na
pojedinimtemperaturnim opsezima. Nafta ključa u veoma širokom temperaturnom
opsegu - 28-540 °S.
28-180S – široka benzinska frakcija;
140-200S – vajt špirit;
180-320S – široka kerozinska frakcija;
150-240S – kerozin;
180-280S– avionsko gorivo;
140-340S – dizelsko gorivo (letnje);
180-360S – dizelsko gorivo (zimsko);
350-500S – široka uljna frakcija;
380-540S – vakuumgasno ulje.
Frakcionisanje se vrši na АVT – atmosferskom i vakuum separatoru.
6.8.2. Fizičko-hemijske karakteristike nafte
Osnovna fizička svojstva nafte ujedno su fizička svojstva karakteristična za sve tečnosti.
Prema Аksin (1967.) fizička svojstva nafte mogu se svrstati u pet grupa i to mehanička,
optička, termička, električka i mirisna.
6.8.2.1. Površinski napon
To je svojstvo vrlo vaţno pri migraciji nafte zbog razlike u površinskoj napetosti vode i
nafte. Posledica je međusobnog privlačenja molekula silom koja je proporcionalna
proizvodu njihovih masa, a obrnuto proporcionalna kvadratu njihovih udaljenosti (2.1):
Molekul udaljena od površine tečnosti ili dodira 2 tečnosti nalazi se u stanju ravnoteţe,
jer je okruţena istovrsnim molekulima, pa je rezultanta privlačnih sila izbalansirane.
No, molekuli na površini nisu okruţene istovrsnim molekulima jednakih masa, pa će
rezultirajuća sila imati neku veličinu, te će se stvarati napetost površine oblikujući je
poput opne (membrane). Da bi molekuli prešle preko te površine trebaju određenu
količinu rada nazvanog površinska energija #$5erg / cm2#$8 ili površinska napetost
#$5din / cm#$8. Odnosi između jedinica su sledeći: 1 erg=1 dyn·cm, 1 dyn=10-5
N, a 1 dyn·cm-1
=10-
3 N·m
-1
6.8.2.2. Gustina
Gustina – definiše se kao masa uzorka u jedinici zapremine pri određenoj temperaturi, a
izraţava se u g / cm3; kg / m3.
= m / v #$5g/cm3; kg/m3#$8 (6.1)
100
Relativna gustina (o) – definiše se kao odnos mase određenezapremine uzorka, nafte (n)
i mase iste zapremine voden(w) na 4oS, pa je prema tome bezdimenziona veličina.
(6.2)
Gustina i relativna gustina ugljikovodičnih naftnih frakcija dve su karakteristike koje
imaju široku primenu za njihovu preliminarnu karakterizaciju. Gustina se još izraţava i
u stepenima °АPI (АRI, American Petroleum Institute), a izračunava se iz sledećeg
izraza:
Relativne gustine naftnih frakcija uobičajeno imaju vrednosti od 0.8 (45.3 °АPI) za lakše
frakcije do iznad 1.0 (10 °АPI) za teške asfaltenske frakcije. Na gustinu naftnih frakcija
utiče njihov hemijski sastav. Povećanje sadrţaja aromatskih jedinjenja izaziva povećanje
gustine dok povećanje sadrţaja zasićenih jedinjenja izaziva smanjenje gustine naftne
frakcije. Gustina (relativna gustina) i °АPI mogu se izmeriti pomoću tzv. areometra ili
pomoćupiknometra. Zavisnost gustine od temperature, odnosno koeficijent širenja vrlo je
vaţna tehnološka karakteristika jer se većina naftnih proizvoda prodaje s obzirom na
zapreminu te serelativna gustoća najčešće određuje pri temperaturi (21 °S), a ne na
standardnoj temperaturi(15.56 °S).
Na osnovu °АPI nomenklature izvršena je podela nafti na lakše i isparljivije i teške i
viskozne. Lake nafte imaju АPI gustinu od 30 do 40 stepeni, što znači da je gustina je
mnogo manje od 1,0 g / cc. Nasuprot tome, neke teške nafte imaju АPI gustinu manju od
12 stepeni, što znači da su teţe od vode.
Gustina (ρn) i specifična teţina (dn) se ne poklapaju uvek. Specifična teţina je odnos teţine
nafte i teţine iste zapremine vode. Obično gustina razdvojene (stabilisane i separisane)
nafte je u opsegu 820-950 kg/m3. Gustine nafte su konvencionalno razdvojene u 3 opsega:
lake gustine 820-860, 860-900, srednje i teške 900-950 kg/m3. Što je niţa gustina nafte,
što je lakša nafta, veći prinos svetlih derivata (benzin, dizel, kerozin). Sa porastom
temperature, gustina izdvojenih naftnih frakcija se smanjuje, a povećava sa povećanjem
pritiska.
Gustina slojne nafte zavisi od sastava, pritiska, temperature, količine rastvorenog gasa.
Sa porastom slojnog pritiska smanjuje se gustina nafte, do pritiska koji je jednak
pritisku zasićenja, povećanjem količine rastvorenog gasa (slika 3.1.). Sa povećanjem
količine rastvorenih lakih ugljovodonika vrednosti gustina gasa opada.
101
Slika. 3.1 . Promena gustine slojne nafte u zavisnosti od pritiska
Ne utiču svi gasovi rastvoreni u nafti, jednako na promenu gustine. Sa porastom pritiska
gustina nafte se značajno smanjuje kada se zasićava ugljovodoničnim gasovima. Gustina
nafte zasićenjem azotom ili ugljen-dioksida malo se povećava sa povišenjem pritiska. Sa
porastom temperature na pritiscima manjim od gustine naftnog sloja, pritisak zasićenja
nafte će se povećati.
Vrednost povećanja gustine depozita raste od «kape», prema bočnim delovima sloja i
prema dnu sloja.
6.8.2.3. Viskozitet
Viskozitet – je najvaţnija karakteristika tečnosti, koja utiče na tečljivost nafte i naftnih
proizvoda i mera je unutrašnjeg otpora pomeranja tečnosti koje izazivaju kohezione sile
među molekulama ili molekulskim aglomeratima.
Indeks viskoznosti se uzima u obzir prilikom procene stepena filtrabilnosti u formiranju
eksploatacione bušotine, i kod izbora i izračunavanju pumpi za naftu i drugo.
Nafta je neidealan sistem (fluid). U pogledu hemije ugljovodonika i međusobne hetero
interakcije (fizičke, Van der Waals mehaničke interakcije). Sa matematičke tačke
gledišta sve posmatrane makrokarakteristike sistema nafte ne mogu se dobiti prostim
principom aditivnosti komponenata, zbog međusobne interakcije komponenata.
Parametar viskoznost najuţe korelira sa stepenom tih interakcija između komponenata.
Dinamički viskozitet (apsolutna, dinamička viskoznost) definiše se kao odnos
primenjenog naprezanja smicanja i gradijenta brzine smicanja. Predstavlja silu trenja
(unutrašnji otpor), koji nastaje između dva susedna sloja unutar tečnosti ili gasa na
jedinici površine jedinice u njihovom međusobnom pomeranju (kretanju) (sl. 3.2.).
Jedinice kojima se iskazuje dinamički viskozitet u cgs sistemu mera je poise(poise)
odnosno centipoaz (centipoise), a u SI sistemu mera Pascal sekunda (Pascal sekunda,
102
Pa x s, mPa x s), odnosno mili Pascal sekunda (mPa x s), ili CGS sistemu #$5poises (PZ)
centipoaz (cps)#$8 = #$5g / (cm × s)#$8. Pa·s = kg/(s × m)
Prilikom kretanja fluida postoje različiti tipovi protoka, tj. toka mogu biti:
1. Neprekidni tok: Neprekidni tok je tip toka koji se ne menja. Tu spadaju dve vrste
toka: Laminarni i turbulentni tok.
2. Neustaljeni tok : Neustaljeni tok opisuje se kao kretanjefluida bez ustaljenog tipa
toka. Tok se smatra neustaljenim u sledećim slučajevima:
a. Prilikom pokretanja toka
b. Pri promenama u prečniku cevi i dr.
Promene reţima toka sa promenama brzine proticanja uslovljene su vrednostima
―Reynolds‖-ovog broja i kritičnim brzinama. Pri ustaljenim uslovima, temperaturi i
pritisku fluidi su određeni:
a. Vremenom potrebnim da se promeni ustaljeni tip toka,
b. Њihovim svojstvima u laminarnom toku predstavljenim ―eksperimentalnim
dijagramom toka‖ili ―reogramom‖i
c. Tiksotropijom
Dijagram toka ili reogram:
Konstantne jednačine toka u tom dijagramu su ―reološki parametri‖ koji daju
karakteristike određenom fluidu. Osnovni parametri za ispitivanje su smicajna brzina
(v) i smicajno naprezanje(τ), koji se mogu opisati posmatranjem dve ploče na određenom
rastojanju ispunjene fluidom. Аko se nanesu izvesne sile na gornju ploču, dok donja
ostaje nepomična, biće dostignuta brzina koja je u funkciji sile, rastojanja između ploča,
zone izlaganja i viskoznosti fluida, prikazano jednačinom 3.4 i Sl.3.2.
Reologija je: Nauka o strujanjima tečnosti i deformacijama materije koje tom prilikom
nastaju (grč.). Reologija je deo klasične mehanike koja proučava deformaciju i proticanje
materije. Kada sila deluje na telo, uzrokuje njegovu deformaciju, a kod tečnosti, tj. tečnih
fluida takva sila uzrokuje protok.
Ламинарни ток је ток при коме
поједине честице флуида теже кретању у
равним линијама паралелно са током, уз
непромењену брзину. При току у
цилиндричној цеви та брзина је
максимална у оси цеви, а минимална
при зидовима цеви,
Турбулентни ток, је тип тока за који је
карактеристично вртложно струјање
честица флуида унутар тока
103
Naziv je skovao 1920. Eugene Bingham, profesor na Univerzitetu Lehigh, kao rezultat
predloga kolege Markusa Reinera. Naziv je inspirisan Heraklitovom poznatom izrekom
panta rei, "sve teče".
U praksi se reologija principijelno bavi proširenjem "klasičnih" disciplina elastičnosti i
(njutnovske) mehanike fluida na materijale čija mehanička svojstva ne mogu biti
opisana klasičnim teorijama. Takođe se bavi predviđanjima mehaničkog ponašanja (na
mehaničkoj skali kontinuuma) zasnovanih na mikro- i nanostrukturi materijala, npr.
Molekularnom veličinama i arhitekturi polimera u rastvoru ili raspodelom veličine
čestica u čvrstim suspenzijama.
Gde su: A - je površina kontakta sloja tečnosti (gasa), koji se kreću -. vidi sliku. 3.2;
F –sila sa kojom se deluje na ploče
v –brzina ploče
y – rastojanje između ploča
- viskozitet fluida,
U jednačini figuriraju: Smicajna brzina (V) = ⁄
⁄ ,
Smicajno naprezanje (=
⁄
Dinamički viskozitet je određen Newton-ovom jednačinom, uvođenjem gradijenta brzine
, promene brzine duţ pravca normalnog na brzinu kretanja:
gde – A je površina kontakta sloja tečnosti (gasa), koji se kreću -. vidi sliku. 3.2;
F - sila potrebna da se odrţi razliku između brzine slojevi na vrednosti dv;
dy - rastojanje između pokretnih sloj tečnosti (gasa);
dv - razlika između brzine koja se kreće sloj tečnosti (gasa).
- viskozitet fluida, koeficijent proporcionalnosti, apsolutne, dinamičke
viskoznosti.
Slika. 6.2. Kretanje dva sloja tečnog, jedan u odnosu na drugi.
104
Sa porastom temperature, viskozitet izdvojenih naftnih frakcija se smanjuje, a povećava
se sa povećanjem pritiska. Sa povećanjem molekulske mase, gustine i opsega
temperature ključanja frakcija, povećava se viskoznost.
Povezan parametar sa viskoznošću je tečljivost (); koja je recipročna vrednost od
viskoznosti:
Koeficient tečljivosti se pored dinamičke viskoznosti takođe koristi u kalkulacijama za
karakterizaciju nafte.
Kinematski viskozitet – je mera za otpor tečenju pod uticajem gravitacije. Predstavlja
osobinu fluida koja obezbeđuje otpornost na kretanje jednog dela tečne faze u odnosu na
drugu uzimajući u obzir silu gravitacije.
Određuje se merenjem vremena protoka tečnosti kroz kapilaru poznatih dimenzija, a
predstavlja odnos dinamičkog viskoziteta i relativne gustine.
Jedinice mere za kinematski viskozitet su: u SI sistemu - #$5m2/s mm2/s#$8; a u - CGS
sistemu - #$5Stokes (St, cm2/s) centistokes (cSt)#$8; 1 cSt = 1 x 10-4 m2 / s. Konverzija iz
CGS sistema u SI = 10−4 m2/s
Viskoznost slojne nafte uvek se značajno se razlikuje od viskoznosti separisane
(stabilizovane) nafte, zbog velikog količine rastvorenog gasa, povećanog pritiska i
temperature (Sl 3.3.). Viskoznost se smanjuje sa povećanjem količine ugljovodoničnog
gasa rastvorenog u nafti.
Sa povećanjem molekulske teţina gasne komponente (od SN4 do S4N10) viskozitet nafte
se smanjuje, a sa povećanjem molekulske mase tečne komponente (od S5N12 na više)
viskozitet nafte raste.
Sa porastom količine azota rastvorenog u nafti viskozitet slojne nafte raste. Povećanje
pritiska izaziva povećanje viskoziteta, a temperature - smanjenje. Viskoznost "sirove"
nafte je viši od viskoziteta nafte nakon separacije. Naftne smeše koja imaju viši sadrţaj
arena (aromata) imaju i viši viskozitet, od smeša kod kojih su dominantni alkani
(aromatska i parafinska nafta). Mnoge nafte sadrţe i asfaltene i smole (polarnije
komponente), veće viskoznosti.
105
Slika 6.3. Promena viskoziteta slojne nafte sa promenom pritiska i temperature
Viskozitet nafti iz različitih izvorišta i oblasti se razlikuje, moţe da se kreće od 100 do
desetak mPa × s. Viskozitet in-situ nafti (sirovih) moţe i 10 puta da bude niţi od
viskoziteta nafte nakon separacije.
Indeks viskoziteta – se koristi za brojčano prikazivanje uticaja temperature na
viskozitet.Dean i Davis (Dean i Davis) skala indeksa viskoznosti zasnovana je na
pridruţivanju 0 vrednosti za tipičnu naftu dobijenu s obala Meksičkog zaliva te vrednosti
100 za tipičnu naftu iz Pensilvanije (Pennsylvani), a ostalim naftama i naftnim
frakcijama pridruţuju se vrednosti između 0 i100 izračunate prema formuli:
gde su L i H viskoziteti referentnih uzoraka nafti sa vrednostima indeksa viskoziteta 0 i
100, a U je viskozit nepoznatog uzorka, s tim da su sve vrednosti viskoziteta uzete na 38
°C.
6.8.2.4. Kretanje fluida i sile koje se javljaju tokom kretanja
Između ploča Jednačina laminarnog toka daje
odnos τ-naprezanje na smicanje (― shear
stress‖) i v–brzine smicanja (―shear rate‖) za
određeni fluid, zavisno od temperature i
pritiska. U laminarnom toku fluid se smiče
paralelno sa smerom toka u ravnima različitih
brzina, tako da brzinu smicanja moţemo
definisati kao:
dimenzija za brzinu smicanja je s-1 ili 1/s.
106
Naprezanje na smicanjeje sila koja se pri toku fluida suprostavlja proticanju. Moţe se
smatrati analognom sili trenja između slojeva fluida i prikazati jednačinom:
Naprezanje na smicanje izraţava se kao pritisak izraţen u Pa.
Pri svakoj brzini smicanja fluid ima određenu viskoznost zvanu prividna viskoznost
(―Fann‖ viskoznost), koji je definisan jednačinom:
U jednačini ―τ― je naprezanje na smicanje i odnosi se na ―v‖, a dimenzije u kojima se
izraţava prividna viskoznost ―a― su u ―mPas‖(milipaskal sekunda).
Naprezanje na smicanje, brzina smicanja i prividna viskoznost mere se na zidovima cevi
kroz koju fluid protiče. Kod operacije na izradi bušotine naprezanje na smicanje i brzina
smicanja analogni su pritisku odnosno kapacitetu ispirne pumpe.
Viskoznost utiče na reološke osobine nafte. U jednačini (3.4) koordinate brzinu (dv) mogu
biti predstavljeni kao dx/dt, gde je x - duţina puta u pravcu brzine v, i t - vreme.
Vrednost dx/dy opisuje deformaciju () slojeva pomicanjem. Odnos F/A - je naprezanja na
smicanje () smicanje, koji nastaje pokretanjem slojeva fluida. Za njutnovske tečnosti
moţe se napisati Њutnova jednačina:
⁄ ⁄
Њutnonovska tečnosti ima smicanje koje je proporcionalno silama naprezanja i obrnuto
proporcionalna viskozitetu tečnosti. Jednačina (3.8) opisuje odnos između dinamičkog
trenja i stope smicanja i naziva se reološka. Reološke karakteristike nafte se određuje u
velikoj meri na osnovu svog sadrţaja smola, asfaltena i parafina.
6.8.2.5. Ne-Њutnovske tečnosti
To su tečnosti kod kojih je (viskozni otpor) viskoznostfunkcija uslova proticanja. Da bi se
odredilo ponašanje proticanja ovih tečnosti, potrebno je izmeriti otpor proticanja
najmanje kod dve brzine smicanja.
Isplake spadaju u Ne-Њutnonovske tečnosti, takvi fluidi se nazivaju i visko-plastični
fluidi.
Kod Binghamovih plastičnih tečnosti naprezanje na smicanje se menja linearno sa
brzinom smicanja, ali za razliku od Њutnovih tečnosti, potrebna je određena sila da bi se
tečnost pokrenula, sl.3.5.
Te tečnosti karakterišu dve konstante:
o = granica tečenja (kritično napreza-nje
na smicanje) koje odgovara minimalnoj sili
koja je potrebna za pokretanje toka;
μp = plastična viskoznost, koji odgovara
odnosu naprezanja na smicanje i brzini
107
smicanja, drugim rečima, nagibu krive kao funkciji koja se meri samo u linearnom delu
krive.
Slika 3.5: Prikaz Binghamovih plastičnih tečnosti
Teorijska jednačina proticanja koju je dao Bingham, daje zavisnost naprezanja kod
tečenja (na smicanje):
⁄
U sebi obuhvata: τo = granica tečenja, p - plastična viskoznost, koja je jednaka
linearnom padu krive ⁄
U praksi mnoge tečnosti ne slede tu jednačinu, pogotovo pri malim brzinama smicanja.
Kriva tada odstupa od teoretske, kao što je
prikazano na sl.3.6.
Po definiciji, plastična viskoznost (μr) je
povećanje sile smicanja iznad tačke tečenja, a
prouzrokovana je otporom mehaničkog trenja.
Plastična viskoznost je onaj deo otpora toku
(proticanju) koji nastaje zbog mehani-čkog
trenja, a na koji utiče koncentra-cija čvrstih
čestica, veličina i njihov oblik, te viskoznost
tečne faze.
Čvrste čestice u isplaci se dele na aktivne (poţeljne) i inertne (nepoţeljne). Čvrste
poţeljne čestice kao što su bentonit, barit, skrob, SMS itd., su najčešće namerno dodate u
isplaku. Nepoţeljne čestice su: pesak, glina, krečnjak, dolomit itd., i one su glavni uzrok
koji utiče na porast prividneviskoznosti.
Porastom gustine isplake i specifične površine čvrstih čestica u isplaci, povećava se i
plastična i prividna viskoznost.
Granica tečenja isplake (τo) je sila smicanja do tačke tečenja i predstavlja drugu
komponentu otpora toku isplake, a rezultat je elektrohemijskih sila ili ―privlačnih‖sila u
isplaci. Te privlačne sile su uzrokovane prisustvom pozitivnih i negativnih naboja na
površini čestica, dispergovanih u tečnoj fazi. Granica tečenja zavisi od tipa čestica i
površinskih naponaa na njima, količini čvrstih čestica u isplaci i koncentraciji katjona i
anjona u tečnoj fazi.
Proticanje viskoplastičnih ulja (nafte) moţe se aproksimirati zakonom snage (power law),
tj. zavisnošću stresa (naprezanja) kod tečenja (na smicanje) na modul brzine deformacije
gde K – mera konzistentnosti tečnosti sa povećanjem povećava viskozitet;
n – stepen funkcije, ukoliko je n = 1, jednačina (3.14) postaje jednačina koja opisuje
protok njutnovskih tečnosti.
108
6.8.2.6. Stišljivost nafte
Nafta, kao i sve tečnost ima elastičnost, tj sposobnost da promeni svoju zapreminu pod
uticajem spoljnih pritisaka. Smanjenje zapremine se karakteriše koeficientom
kompresibilnosti, stišljivosti (ili elastičnosti zapremine) :
Koeficient kompresibilnosti zavisi od pritiska, temperature, sastava nafte i gasnog
faktora. Nafte koje ne sadrţe rastvoreni gasa, imaju relativno nizak koeficijent
stišljivosti (0,4-0,7 GPa-1), a kod lakih nafti sa visokim sadrţajem rastvorenog gasa -
faktor stišljivosti se povećava (do 14 GPa-1). Shodno tome, povećanjem gustine faktor
kompresibilnosti opada, a sa rastom količine rastvorenih ugljovodoničnih gasova faktor
kompresibilnosti se povećava. Visoki faktori kompresibilnosti su svojstveni nafti, u
uslovima naftnog sloja i blizu su kritičnim. Porast temperature izaziva povećanje
koeficienta stišljivosti.
Sa količina rastvorenog gasa u ulju je takođe je povezan i zapreminski koeficijent b, koji
karakteriše odnos zapremine nafte u uslovima naftnog sloja, i nakon odvajanja gasa na
površini degazacijom:
gde je Vsl – zapremina nafte na uslovima sloja;
Vdeg – zapremina nafte pri atmosferskom pritisku i temperaturi od 20S posle
degazacije.
Koristeći zapreminski odnos, moguće je utvrditi skupljanja nafte (U), tj smanjenje
zapremine slojne nafte, prilikom izvlačenja na površinu (vol.%):
Skupljanje nekih nafti moţe da dostigne i vrednost od 45-50%.
6.8.3. Toplotne karakteristike
6.8.3.1. Nisko temperaturne karakteristike
a. Tačka zamućenja(CP) – je temperatura pri kojoj se u naftnim frakcijama prisutni
parafinska ili druga spojevi, koji prelaze u čvrsto stanje, pojavljuju u obliku magle ako se
uzorak hladi u točno propisanim uvjetima. To se događa uslijed zgušnjavanja raznih
ugljikovodičnih spojeva prisutnih u naftnim frakcijama.
b. Točka tečenja (ili stinjavanja)(PP) – je najniţa temperatura pri kojoj nafta, odnosno
naftna frakcija još uvijek moţe teći ako je hlađenje izvedeno u tačno definisanim
uslovima.
109
c. Točka smrzavanja (FP) – je temperatura pri kojoj ugljikovodična jedinjenja prelaze
iz tečnog stanja u čvrsto stanje. Za naftne frakcije koje su pri sobnoj temperaturi u
čvrstom stanju (parafinski vosak) ova temperatura se naziva tačka topljenja. Odnosi
tačaka zamućenja, tečenja i smrzavanja, odnosno topljenja znatno variraju između
pojedinih naftnih frakcija. Tačke zamućenja i tečenja se primenjuju za predviđanje
temperatura pri kojoj određena viskoznost ulja odstupa od prave (Newtonske)
viskoznosti u području niskih temperatura. One su korisne i za identifikaciju ulja te pri
planiranju načina skladištenja rezervi ulja jer niske temperature mogu izazvati
probleme pri rukovanju s nekim uljima.
d. Filtrabilnost (CFPP) – je svojstvo dizelskogg goriva koje se definiše kao donja
temperaturna granica do koje se odvija nesmetan protok unutar sistema za dovod goriva,
a utvrđuje se kao temperatura pri kojoj dolazi do taloţenja kristala voska koji začepljuju
pore filtera propisane aparature.
6.8.3.2. Visoko temperaturne karakteristike
a. Toplotna vrednost, toplotna moć, toplota sagorevanja označava količinu toplote
oslobođene sagorevanjem 1 kg tečnosti. Postoje gornja (Qv) i donja Qn toplota sagorevanja.
Više kalorične vrednosti - količina toplote koja se oslobađa tokom sagorevanja 1 kg
tečnošću, imaju tečnosti u prisustvu vlage u njima.
Nafta predstavlja smešu ugljenika i vodonika koji u procesu sagorevanja zajedno sa
kiseonikom daju toplotu Tokom sagorevanja vodonik i kiseonik se spajaju i rezultat toga
je voda Bruto toplotna vrednost (GCV) uključuje svu toplotu koja se oslobodila tokom
sagorevanja uključujući i onaj deo koji se sadrţi u vodi kao nusproizvod. Neto toplotna
vrednost (NCV) isključuje ovu toplotu sadrţanu u vodi Razlika između bruto i neto
toplotne vrednosti za čvrsta i tečna goriva najčešće iznosi 5-6% dok za gas je oko 10%
Čvrsta i tečna goriva se uvek iskazuju sa neto toplotnom vrednošću, dok se prirodni gas
uvek daje sa bruto toplotnom vrednosti
Sa povećanjem molekulske teţinu ugljovodonika gasa, vlaţnosti, molekulske teţine
frakcije povećava se toplotna vrednost.
b. Isparljivost– tečnosti ili tečnog naftnog gasa definiše se kao tendencija tečnosti da
pređe u gasnu fazu. Kako je jedna od tri ključna stavasagorevanja u plamenu, prisutnost
goriva u gasnom stanju, isparljivost je primarno svojstvo tečnih ugljikovodičnih goriva.
Na temelju isparljivosti ugljikovodičnih goriva izvršena je opšta podela naftnih
produkata na TNG, primarni benzin, motorni i avionski benzin, kerozin, gasna ulja,
dizelska goriva i loţiva ulja.
c. Tačka paljenja– je temperatura na koju se u tačno definisanim uslovima treba
zagrejati uzorak nafte ili naftne frakcije kako bi se razvijene pare u smesi sa vazduhom
prinošenjem propisanog plamena trenutno zapalile.
d. Tačka gorenja– je temperatura na koju se u tačno definiranisanim uslovima treba
zagrejati uzorak kako bi mogao kontinuirano goreti zapaljen propisanim plamenom.
110
Tačka paljenja je vrlo vaţan podatak za izvršenje sigurnog rukovanja, transporta,
skladištenja i korištenja naftnih proizvoda. Na osnovu tačke paljenja mogu se predvideti
potencijalne opasnosti od poţara ili eksplozije. Za proizvode s tačkama paljenja ispod 40
°S potrebno je poduzeti posebne mere sigurnosti pri rukovanju. Uzorci koji imaju tačku
paljenja višu od 60 °S prestaju predstavljati opasnost, a vaţnost im poraste kada ta
temperatura postane indirektna mera za neku drugu karakteristiku.
6.8.3.3. Destilacija
Destilacija je postupak kojim se u prikladnoj tikvici isparava tečna naftna frakcija na
atmosferskom ili niţem pritisku pri čemu se dobijaju podaci o temperaturnom području
ključanja ispitivanog uzorka. Dobijene vrednosti temperatura ukazuju na sastav
ispitivanog uzorka s obzirom da temperatura ključanja zavisi od molekulske mase i
strukture. Temperatura ključanja povećava se s povećanjem molekulske mase, a
izoparafini imaju niţe temperature ključanja od odgovarajućih n-parafina.
6.8.3.4. Аnilinska tačka
Аnilinska tačka se definiše kao temperatura pri kojoj se dve jednake količine ispitivane
ugljikovodične tečnosti i anilina u potpunosti mešaju. Аnilinska tačka je vrlo vaţan
parametar za karakterizaciju naftnih frakcija. Za naftne frakcije pojedinog tipa povećava
se s povećanjem molekulske mase, a za one s istom molekulskom masom naglo se
povećava s povećanjem udela parafina.
6.8.4. Dielektrična svojstva nafte
Nafta je - izolator. Dielektrična konstanta (ε) pokazuje koliko puta je interakcija između
naelektrisanja u nekoj sredini manja nego u vakuumu, pri istim uslovima. U teoriji, ako
je dielektrička konstanta neke materije ε <2,5, tada se ta supstanca smatra izolatorom.
Vrednosti dielektrične konstante su u sledećim granicama: 1 → vazduh - 1.0006; nafta →
1,86 - 2,38; gas → 1.001 - 1.015; smole i asfalteni → 2,7 - 2,8; voda → 80 - 80.1. Sa
porastom mineralizacije vode dielektrične konstante padaju. Na primer za rastvor NaCl
u vodi u koncentraciji od 5,6% NaCl dielektrična konstanta vode je - 69.1 i pri NaCl
koncentraciji od 10,7% od permitivnost je smanjena na 59.
6.8.5. Optička svojstva
a. Indeks refrakcije – definiše se kao odnos brzine svetla u vakuumu i brzine svetla iste
talasne duţine u ispitivanoj materiji. Vrednosti indeksa refrakcije za bliske naftne
frakcije sa sličnim molekulskim masama rastu s porastom udela parafina, naftena i
aromata. Vrednosti za policikličke naftene i aromate uobičajeno su veće od onih za
monocikličke naftene i aromate.
Slične naftne frakcije imati će indeks refrakcije veći što im je veća molekulska masa, a to
je posebno izraţeno za parafinske frakcije. Dakle poznavanjem indeksa refrakcije moţe
se dobiti uvid u sastav ugljikovodičnih naftnih smeša te će kao i za gustinu niţe
vrednosti indicirati prisutnost parafinskih jedinjenja a veće vrijednosti
prisustvoaromatskih jedinjenja.
111
b. Refrakcijska disperzija – definiše se kao razlika između vrednosti indeksa refrakcije
ispitivane materije dobijene pri dve tačno određene talasne duţine svetla. Dve talasne
duţine svetla koje s uobičajeno koriste su 656.3 nm(C, crvena) i 486.1 nm (F, plava) koje
pripadaju vodonikovom spektru. Specifična disperzija je refrakcijska disperzija podeljena
s vrednošću relativne gustine ispitivane materije pri istoj temperaturi:
Ovaj izraz ima veliku vaţnost u hemiji nafte jer svi zasićeni ugljovodonici: nafteni i
parafini imaju slične vrednosti specifične disperzije bez obzira na molekulsku masu, dok
aromati imaju znatno veće vrednosti, a nezasićena alifatska jedinjenja imaju vrednosti
koje se nalaze između te dve krajnosti.
c. Specifična refrakcija se definiše sledećim izrazom:
C
gde je nindeks refrakcije, d relativna gustina i C konstanta koja ne zavisi od
temperature. Molekulska refrakcija je specifična refrakcija pomnoţena s molekulskom
masom ispitivane materije, a njena vaţnost je u tome što se vrednosti mogu dodeliti
atomima i strukturnim jedinicama kao što su dvostruke veze i prsteni te se njihovim
sabiranjem moţe dobiti vrednost za bilo koje čisto jedinjenje.
6.8.6. Razlike u osobinama nafte u okviru naftnog sloja
Fizičke osobine i sastav nafte u okviru istog naftnog sloja ne ostaje uvek konstantan.
Promena svojstva nafte zavisi, uglavnom, od dubine rezervoara.
U depozitu, koji nema kontakt sa površinom i okruţen je na ivicama vodom, gustini nafte
i količina smole se povećavaju sa dubinom. Gustina nafte je viša na obodima naftnog
sloja u odnosu na telo (sredinu). Na grebenu rezervoara je uvek viši sadrţaj gasa. U
zonama kontaktnh površina voda-ulje kontaktne zone dolazi do oksidativnih procesa, što
povećava gustinu nafte u marginalnim (graničnim) zonama.
Viskozitet nafte raste od svoda kupole prema «krilima» (bočnim stranama). Pritisak
zasićenja naftnog gasa i količina rastvorenog gasa po jedinici zapremine nafte smanjuje
se prema kontaktnoj površini nafta-voda, a samim tim, smanjuje se i zapreminski odnos
gas-nafta na «krilima» (bočnim stranama) nabora. Sastav gasa u kupoli nabora ima više
azota, metana, etana, propana, oko 2%, više nego na «krilima». Sadrţaj butana je veći u
«krilima».
Svaki bazen ima svoj skup razloga za promene u karakteristikama slojne nafte. Jedan od
načina da uoče promene u karakteristikama naftnog rezervoara je fotokolorimetrija. To
je analitička metoda zasnovana na sposobnosti rastvora da apsorbuju svetlosni snop.
Stepen apsorpcije svetlosnog fluksa (kolorimetrijske karakteristike nafte) zavise od
sadrţaja asfaltno-smolastih supstanci. Promenom sadrţaja ovih supstanci u nafti, varira
i viskoznost, gustina i druge karakteristike.
112
Zbog toga se na osnovu promene kalorimetrijskih karakteristika nafte moţe zaknjučivati
i o promeni drugih karakteristika. Znajući početnu distribuciju osobina slojne nafte
izvučene iz bušotine, moţe se naprimer, odrediti smer kretanja nafte u rezervoaru, da bi
se uspostavio odnos nafte i injekcionih bunara za procenu produktivnosti pojedinih
leţišta.
6.8.7. Klasifikacija i karakterizacija nafte
6.8.7.1. Empirijska karakerizacija nafte
a. Karakterizacioni broj (K) – predloţen od istraţivača američke kompanije ˝Universal
Oil Produkts Kompani˝ (˝Universal Oil Products Company˝ , UOP Characterisation
Factor), dovodi u korelaciju dve osnovne fizičke karakteristike naftne frakcije: prosečnu
tačku ključanja i relativnu gustinu.
K = Ts1/3 / d (T, °R) ili K = 1.22 Ts1/3 / d (T, K)
b. Indeks korelacije (Ik) – drugi je vaţan empirijski izraz koji se koristi u
karakterizaciji naftnih frakcija (potiče od američkog rudarskog instituta ˝Bureau of
Majns˝ (˝Bureau of Mines˝), a definisan je jednačinom:
Ik = 473.7 d -456.8 + 48640 / T
gde je d relativna gustina i T prosečna temperatura ključanja (K).
TАBLICА 3.1. Vrednosti K i Ik za različite tipove nafti ili naftnih frakcija:
Frakcija K Ik
Parafinska 12.5-13.0 0-15
Naftenska(ili smesa) 10.5-12.5 15-50
Аromatska 9.0-10.5 >50
6.8.7.2. Strukturno-grupna analiza
n - d – M metoda – je strukturno-grupna analiza koju je razvio Tadem 1947.godine
poboljšanjem prethodnih metoda u području SGА (SGA), a zasniva se na otkriću
linearnih zavisnosti između sastava i fizičkih karakteristika naftnih frakcija.
Korištenjem empirijskih izraza i nomograma određuju se:
• ˝Raspodela ugljovodonika˝ - procenat ugljenika u aromatskim (%CA), naftenskim
(%CN) i parafinskim (%CP) strukturama.
• ˝Sadrţaj prstenova˝ - ukupni broj prstenova po molekulu (RT), kao i prosečan broj
aromatskih (RA)i naftenskih (RN) prstenova po molekulu.
Metoda se temelji na eksperimentalnom određivanju gustine (d), indeksa refrakcije (n) i
molekulske mase (M).
113
6.8.7.3. Podela nafti na osnovu grupnog sastava
Na osnovu grupnog sastava (sadrţaja naftena, aromata i parafina) nafte se dele na:
1. PАRАFINSKE (preko 75% alkana), USА, Persiski zaliv, naša leţišta
2. NАFTENSKE (većinom do 70% naftena), USА, Meksiko, Venecuela, Аfrika,
Velebit, Kelebija
3. PАRАFINSKO-NАFTENSKE (60-70% alkana i preko 20% naftena),
Kontinentalna USА, Persijski zaliv
4. PАRАFINSKO-NАFTENSKO-АROMАTSKА, Kavkaz
5. NАFTENSKO-АROMАTSKE (preko 35% naftena i oko 35% aromata), Kalifornija,
Teksas, Burma
6. АSFАLTNE (teške nafte sa preko 60% smola i asfaltena), Trinidad
7. NАFTENSKO-АROMАTSKO-АSFАLTNE, Kalifornija, Teksas
114
7. Sastav i fizičko hemijske karakteristike slojne vode
Prostorni raspored vode, nafte i gasa u jednom prirodnom rezervoaru zavisi od
međusobnog niza faktora. Po ranijoj gravitacionoj teoriji, pomenuti fluidi su u
vertikalnom profilu potpuno izdvojeni jedan od drugog i raspoređeni u strogoj zavisnosti
od svoje gustine odozgo nadole:
najlakši gas („gasna kapa),
nafta i
voda, kao teţi fluid od nafte.
Kasnija istraţivanja pokazuju da tako oštre granice u leţištima nafte i gasa ne postoje,
odnosno da u poroznom prostranstvu naftnog sloja postoji i određena količina vezane
vode. Pomenuta voda se obično zadrţava u sloju, pa bušotine mogu davati bezvodnu
naftu ili gas.
Kao eksploatacije naftnih polja postepeno dolazi do povećanja količine vode tokom
eksploatacije. Sadrţaj proizvedene vode tokom eksploatacijei moţe da dostigne i novo od
95 - 98%. Zbog toga je vaţno znati kakav efekat ima formiranje vode u procesu
eksploatacije nafte i gasa.
U kolektorima sa naftom i gasom, na kontaktima gas-voda, nafta-voda, zapaţe se
kapilarno podizanje vode, a na kontaktu gas-nafta, podizanje nafte.
Ležišne vode: Vode i to slobodne podzemne vode koje prate leţišta nafte i gasa, odnosno
vode koje se nalaze u zamkama i prirodnim rezervoarima u vezi sa naftom i gasom.
Sastav slojne vode je različit i zavisi od prirode eksploatisanog naftnog rezervoara,
fizičkih i hemijskih karakteristika nafte i gasa.
U okviru leţišta nafte i gasa izdvaja se nekoliko tipova (vrsta) podzemnih voda:
povlatna (gornja) voda, nalazi se u porama stena iznad rezervoara;
podinska (obodna, rubna) voda, nalazi se u porama stena ispod i oko rezervoara;
slojna, plantarna,voda koja puni pore rezervoara; zaostala iz vremena formiranja
rezervoara
međuslojna (središnja) voda, između međuslojeva;
Podzemne vode iz povlatnih naslaga, izolovane od prirodnog rezervoara sa naftom ili
gasom, poznate su pod imenom gornje vode ili povlatne vode.
Podzemne vode koje okruţuju leţište ili se prostorno nalaze ispod leţišta i oko njega
nazivaju se podinske, odnosno rubne ili obodne vode.
Podzemne vode u vodonosnim horizonatima koji zaleţu među produktivnim slojevima,
nazivaju se središnje ili međuslojne vode.
115
Svi ovi tipovi vode su jedan hidrodinamičkih sistem. Proizvedena voda je često sredstvo
raseljavanje ulje od formiranja. Shodno tome, njegove karakteristike utiču na količinu
raseljenja ulja.
Podzemne vode u vodonosnim horizonatima koji zaleţu među produktivnim slojevima,
nazivaju se središnje ili međuslojne vode. Po genezi podzemen vode u zoni naftnih i
gasnih leţišta mogu biti:
infiltracione (hidrometeorske),
konatne vode i
mešane vode.
Pod infiltracionim vodama podrazumevaju se vode nastale infiltracijom padavina.
Odlikuju se prisustvom hidrokarbonata, karbonata i sulfata.
Konatne (vezane) vode su preteţno morske fosilne, zarobljene u vodonosnim sredinama
tokom same sedimentacije. To su obično visokomineralizovane podzemne vode ili rasoli
sa mineralizacijom od više stotina grama po litru. Mešana voda sadrţi hloride i sulfatno-
karbonatno-bikarbonatna jedinjenja.
7.1. Fizičko-hemijske karakteristike slojne vode
Mineralizaciju vode karakteriše sadrţaj rastvorenih soli u g/l. U rezervoaru vode uvek se
nalazi izvesna količina rastvorenih soli. Prema stepenu mineralizacije slojne vode su
podeljene u četiri tipa:
jako slani rastvor (Q> 50 g/l);
slani (10 <Q<50 g/l);
slankasti (1 <Q<10 g/l);
sveţi (Q≥1 g/l).
Mineralizacija slojnih voda povećava se sa dubinom rezervoara.
Proizvedena voda sadrţi jone rastvorenih soli:
anjoni: OH-; Cl-; SO42-; CO3
2-; HCO3-;
katjoni: H+; K+; Na+; NH4+; Mg2
+; Ca2+; Fe3
+;
joni mikroelemenata: I-; Br-;
koloidne čestice: SiO2; Fe2O3; Al2O3;
naftenske kiseline i njihove soli.
Mnoge vode sadrţe više od 80-90% hlorida u odnosu na ukupan sadrţaj soli. U
kvantitativnom smislu soli koje se nalaze u vodi mogu se poređati sledećim redom: Na+;
Ca2+; Mg2+; K+; Fe3+.
Od velike je vaţnosti za povećanje rastvorljivost soli i njihovu koncentraciju u slojnoj
vodi ima temperatura i parcijalni pritisak SO2. Maksimalna Rastvorljivost SaSO3 u vodi
116
je primećena kod 0 °S, kada temperatura raste, rastvorljivost opada. Maksimalna
rastvorljivost gipsa (SaSO4 2H2O) u vodi je primećena na 40 °C. Sa daljim povećanjem
temperature, rastvorljivost se smanjuje. Sa porastom parcijalnog pritiska SO2 povećava
se rastvorljivost SaSO3. Smanjenje pritiska rezervoara povećava se proces gubitka soli
SaSO3 i drugih. Promena termobaričnih uslovu u rezervoaru čak i pri niskim
salinitetima formacija vode utiče na smanjenje rastvorljivost soli.
Prema vrsti rastvorenih soli u slojnoj vodi mogu se razlikovati kalcijum hlorid (kalcijum
hlorid, magnezijum) i bikarbonat (natrijum bikarbonat-alkalni). Vrsta slojne vode
određuje vrstu anjona. Bikarbonat vrsta vode je određena solima ugljene kiseline, koje
treba da imaju ili karbonat - SO32- ili bikarbonat - HCO3 - anjon. Soli svih drugih kiselina
su tip kalcijum hlorida. U osnovi, to je so hlorovodonične kiseline - hloridi (Sl-).
Formacije soli u slojnoj vodi utiču i određuju na tvrddoću vode. Tvrdoća vode je
uzrokovana prisutnošću rastvorenih soli kalcija i magnezija (nekada i gvoţđa). Sve su to
rastvorene soli dvovalentnih katjona. Najveća je koncentracija kalcijuma, zbog
prisutnosti u Zemljinoj kori kao ključnog elementa u mineralima kalcitu, dolomitu, i t. d.
Najočigledniji prikaz tvrdoće vode je taloţenje sapuna u tvrdoj vodi. Prolazna
(privremena) tvrdoća potičee od kalcija i hidrogenkarbonata i eliminira se kuvanjem.
Tvrdoća moţe biti: privremena (karbonatna) i trajna (ne-karbonatna). Privremeni ili
karbonatna tvrdoća (Hcarb) određena sadrţajem u vodi, karbonata ili hidrogen karbonata
dvovalentnih metala: kalcijuma, magnezijuma i gvoţđa.
Stalna ili ne-karbonatna tvrdoća (Hnoncarb) u vodi, javlja se zbog prisustva sulfata ili
hlorida (ili druge kisele soli) dvovalentnih metala kao što su kalcijum, magnezijum i
gvoţđa.
Ukupna tvrdoća voda definiše kao zbir karbonata i nekarbonata:
Htot = Hcarb + Hcarb (7.1)
Tvrdoća vode se procenjuje na osnovu sadrţaja soli u miligramima ekvivalenta po litri:
(
)
Hcarb , Hcarb se procenjuje kao zbir tvrdoća i-tog jona (Σgi):
Htot = Σgi (7.3)
Masa jona nosioca tvrdoće se procenjuje preko njegovog ekvivalenta, koncentracije Sa+:
gde je mv,i – koncentracija i-toga jona u vodi (mg/l);
- ekvivalent i-toga jona,
Jon ekvivalent predstavlja odnos molekulske mase jona (MI) i njegove valence (n):
117
Gde je Mi – molekulska masa jona;
n – valentnost jona.
Prirodni voda u zavisnosti od sadrţaja dvovalentnih katjona kalcijuma, magnezijuma, i
gvoţđa, podeljena na sledeće vrste:
veoma meka voda - do 1,5 mg ekvival. /l;.
meka voda - 1.5-3.0 mg ekvival. /l;.
umereno tvrda voda - 3.0-6.0 mg ekvival. /l;.
tvrdom vodom -više od 6 mg ekvival. /l;.
Tvrdoća proizvedene vode i vrsta tvrdoće određuje se eksperimentalno, proračunom (vidi.
Sek. "Radionica za samostalno učenje").
Privremena (karbonatna) tvrdoća moţe se ukloniti termičkim putem, produţenim
ključanjem ili hemijskom metodom - dodatkom kalcijum hidroksid Sa(OH)2. U oba
slučaja, taloţenjem kalcijum karbonata SaSO3.
Stalna tvrdoća moţe se hemijski eliminisati dodavanjem sode ili sapunom.
Sadrţaj vodonikovih jona u vodi određen je eksponentom koncentracije vodonikovih jona
(pH), koji predstavlja negativni logaritam koncentracije vodonika jona:
gde Sn+ – koncentracija vodonikovih jona.
pH karakteriše aktivnost vodonikovih jona koji su nastali disocijacijom molekula vode.
U zavisnosti od pH, vode se deli na:
neutralne (pH = 7);
alkalne (pH> 7);
kisele (pH <7).
Pošto je konstanta disocijacije vode zavisi od temperature i pritiska, ovi parametri utiču
na pH. Sa porastom temperature, pH vrednost se smanjuje i ovu činjenicu treba uzimati
u obzir, npr. kod ubrizgavanja vode u naftni sloj prilikom eksploatacije.
7.1.1. Gustina
Gustina slojne vode u velikoj meri zavisi saliniteta, tj sadrţaj rastvorenih soli. Prosečna
gustina slojnoh voda varira u rasponu: 1010-1210 kg/m3, ali postoje izuzeci - 1450 kg/m3.
Slojne vode sa naftnih polja i polja gasnog kondenzata Tomsk regije imaju nisku gustinu:
iz mezozoik depozita → 1007 - 1014 kg/m3; Paleozoik → 1040 - 1048 kg/m3; cenomanske
voda → 1010 - 1012 kg/m3;
7.1.2. Viskozitet
118
Viskoznost vode u uslovima rezervoara uglavnom zavisi od temperature i saliniteta. Sa
povećanjem saliniteta povećava se viskoznost. Najviša viskoznost ima kalcijum hloridna
voda u odnosu hidrokarbonantne vode i one su pribliţno 1.5-2 puta viskoznije u odnosu
na čistu vodu. Sa porastom temperature, viskozitet se smanjuje. Viskoznost zavisi i od
pritiska, i to na dva načina: na niskim temperaturama (0-40oS) povećanjem pritiska
viskoznosti opada, a na visokim temperaturama (iznad 40 °S) se povećava.
7.1.3. Koeficient toplotne ekspanzije
Termalnu ekspanziju vode karakteriše koeficijent toplotne ekspanzije:
Formula podrazumeva da koeficijent termičkog širenja vode (E) predstavlja promenu
zapremine jedinice zapremine vode kada promeniti temperaturu za 1 °S.
Eksperimentalni podaci za uslove koji vladaju u vodenim slojevima su u opsegu (18-90) ×
10-5 1/°S. Sa povećanjem temperature, koeficijent termičkog širenja raste, a sa
povećanjem pritiska rezervoara se smanjuje.
7.1.4. Faktor kompresibilnosti
Faktor kompresibilnosti predstavlja promenu vode po jedinici zapremine vode, kada se
pritisak promeni za jedinicu oilfield processing of petroleum pdf:
Koeficijent kompresibilnost vode varira u uslovima rezervoara od 3,7x10-10 do 5,0x10-10
Pa-1. U prisustvu rastvorenog gasa povećava se, i moţe se određivati pribliţno formulom:
gde je S – količina gasa, rastvorenog u vodi, m3/m3.
7.1.5. Zapreminski koeficient
Zapreminski koeficient slojne vode predstavlja odnos specifične zapremine vode u
uslovima rezervoara (sloja) i zapremine vode na standardnim uslovima:
Povećanje pritiska u sloju smanjuje zapreminski koeficient, a povećanje temperature ga
povećava. Zapreminski koeficient se kreće u opsegu od 0,99-1,06.
7.1.6. Soli slojnih voda-elektroliti
Elektrolitima se nazivaju hemikalije, koje u interakciji sa rastvaračima, potpuno ili
delimično disociraju u jone. Voda pokazuje električna svojstva, zbog svoje jonske prirode
i formiranjem jona slojna voda takođe dobija električna svojstva. Elektroprovodljivost
slojne vode ima široku primenu.
119
Provodljivost () karakteriše količinu električne energije koja prolazi u jednoj sekundi
kroz 1. sm2 poprečnog preseka rastvora elektrolita (S) sa otpornošću (R) od 1 om, na 1 sm
duţine (L). Provodljivost je obrnuto proporcionalna specifičnoj električnoj otpornosti, ρ
rastvora:
= L / (RS), =1/ρ (7.11)
Provodljivost je dimenzija SI #$5•m#$8-1 u CGS #$5•cm#$8-1. Sa povećanjem
saliniteta i polariteta povećava se i provodljivost. Provodljivost varira u rasponu: od
rečne vode = 10-1 - 10-2; slojnu vodu = 10-1 - 1; morsku vodu = 3 - 4; sadrţaj 5% NaCl u vodi
= 6,6; voda sa 20% NaCl = 20; nafta = 0,5 • 10-7 - 0,5 • 10-6; gasni kondenzat = 10-10 - 10-16
#$5•m#$8-1 .
Voda, u kontaktu sa naftom, je delimično rastvara. Koeficijent rastvorljivosti nafte u
vodi zavisi od količine polarnih komponenti u vodi. Lakša nafta se, manje rastvora u
vodi. Nafta sa parafinskom osnovom sadrţi malo vode. Sa rastom sadrţaja aromatskih
ugljovodonika i heteroatomskih jedinjenja, u nafti, rastvorljivosti nafte u vodi se
povećava.
Zbog rastvaranjem vode u nafti, dolazi do promene kontaktne površine nafte i vode.
Striktna granica faza voda-nafta ne postoji ("ogledalo" nije formirano). Zbog
rastvaranjem vode u nafti i njihovog dispergovanja jedne faze u drugoj, formira se
takozvana "tranzicijona zona", prelazna zona, čija je visina zavisi od polariteta nafte.
120
8. Bušenje
Bušenje je postupak izrade bušotine. Od samog početka pa sve do danas bušenje je čisto
mehanički postupak. U novije vreme istraţuju se drugi postupci razaranja stene pri
bušenju, na primer primenom ultrazvuka, plazme, toplote itd. Medutim ovi postupci do
danas nemaju industrijsku primenu i njihov značaj je čisto naučni.
Mehanički postupak bušenja podrazumeva fizičko razaranje stene na dnu bušotine. Na
stenu se deluje alatom koji se sastoji od šipki, dleta (krune) za bušenje. Krunom za
bušenje se na stenu na dnu bušotine nanosi opterećenje veće od čvrstoće stene. Ovim se
vrši dezintegracija komadića stene iz prirodnog okruţenja i formiranje prostorije
cilindričnog oblika. Prečnik ove cilindrične prostorije je isti kao, odnosno nešto veći od
prečnika bušaće krune.
U zavisnosti od toga kako se na stenu na dnu bušotine nanosi opterećenje poznate su
sledeće primenjene metode za bušenje bušotina na naftu gas i geotermalnu energiju,a to
su:
•Metoda udarnog (perkusionog) bušenja
•Metoda rotacionog bušenja
•Metoda rotaciono-udarnog bušenja
•Metoda udarno -rotaciono bušenja
Kod udarnog bušenja, kruna za bušenje (dleto) nanosi veliki broj udara na dnobušotine.
Posledica ovog je razaranje stene na mestu udara. U povratnom hodudleto se zaokreće za
odredeni ugao i sledeći put udara na drugo mesto, gde takođe vrši razaranje stene.
Bušenje, odnosno formiranje cilindrične prostorije postiţe se stalnim smenjivanjem ove
dve radne operacije.
Kod rotacionog bušenja bušaća kruna je konstantno u kontaktu sa stenom koja se
dezintegriše. Krunom se na stenu nanosi konstantna sila pritiska određena reţimom
bušenja. Kruna rotira i rezanjem dezintegriše stenu sa kojom je u kontaktu.
Kod rotaciono-udarnog bušenja, za razliku od rotacionog, na krunu se ujednakim
intervalima nanose i udari čime se postiţe bolje prodiranje zuba krune za bušenje u
stenu.
Kod udarno-rotacionog bušenja kruna za bušenje je u stalnom kontaktu sa stenom,
dominantno je razaranje stene izazvano udarima, uz stalnu rotaciju alata za bušenje.
Prilikom bušenja odnosno dezintegracije stene na dnu bušotine pojavljuje seproblem
iznošenja nabušenih čestica stene iz bušotine. Za to se koriste ispirnifluidi: vazduh, voda
i vodeni rastvori gline poznati kao isplake. Pored toga često se pojavljuje problem
očuvanja stabilnosti zida bušotine koji se rešavaugradnjom kolone zaštitnih cevi.
121
• Sva teoretska razmatranja i pristupi izrade bušotine polaze od traţenja realnih
kompromisa u cilju zadovoljavanja geoloških i drugih, opštih uslova koji su prisutni u
kanalu bušotine. Utakvim razmatranjima, izrada bušotine mora da obuhvatioptimalna
tehničko-tehnološka rešenja iz istovremenumaksimalnu sigurnost, minimalnu cenu
koštanja bušotine isvrsishodnost kanala bušotine. Posebno treba istaci da sigurnost
zaposlenog osoblja, a zatim bušotine, predstavljaju prioritetnezadatke kod izrade
bušotine.
• Planiranje bušotine je definisanje programa promenljivih parametara koji utiču na
izradu bušotine, a koji moraju obuhvatiti sledeće:
• Sigurnost
• Minimalnu cenu koštanja i
• Svrsishodnost.
o Sigurnost treba da bude najveći prioritet kod planiranja izrade bušotine.
Programi sigurnosti zaposlenog osoblja su na prvom mestu, jer greške u
programu bezbednosti osoblja rezultiraju teškim povredama ili gubicima ljudskih
ţivota. Sledeći prioritet je sigurnost bušotine. Programi bušenja moraju biti tako
dizajnirani da se maksimalno smanji rizik od erupcije i drugih faktora koji mogu
da izazovu probleme.
o Minimalna cena koštanja. Vaţan faktor kod planiranja izrade bušotine je
maksimalno smanjiti cenu koštanja uz maksimalno uvaţavanje sigurnosnog
aspekta. U mnogim slučajevima, cena koštanja bušotine moţe se znatno
redukovati uz dodatne naporena planiranju bušotine, a što obuhvata inţenjerske
principe, faktor iskustva i filozofiju izvođača radova.
o Svrsishodnost podrazumeva da dostizanje konačne dubine bušotine ne mora uvek
značiti i njen uspešan završetak, i to iz sledećih razloga:
o Prečnik i geometrija kanala bušotine mogu biti u takvom stanju da onemoguće
testiranje bušotine, karotaţna merenja ili ugradnju adekvatne opreme u bušotini
o Produktivne zone mogu biti oštećene, tj. tako zagađene da onemoguće proizvodnju
fluida.
Naţalost, nije uvek moguće na svakoj bušotini optimalno ispuniti sve navedene zahteve,
jer su oni zavisni od geološkihuslova, raspoloţive opreme ili buџeta.Od inţenjera bušenja
se zahteva planiranje izrade i procene troškova različitih tipova bušotina, koje se kod nas
dele na:
o Istraţne bušotine
o Konturno-istraţne bušotine i
o Razradne bušotine
o Istraţne bušotine (“Wildcat Well”), ovaj tip bušotina se buši na lokacijama gde se
ne raspolaţe geološkim informacijama, ili su ta saznanja veoma mala. Uobičajeno
se lociranje ovog tipa bušotina zasniva na seizmičkim podacima, satelitskim
122
snimcima i dr., ali je bitno naznačiti da se ne raspolaţe podacima bušenja kroz
prognozne formacije. Rizik izrade ovog tipa bušotine je velik i često se dešava da
se bušotina u fazi izrade i izgubi.
o Proizvodne bušotine (―Exploitation Well”), bušotine kod kojih su poznate geološke
i proizvodne karakteristike leţišta. Izbor lokacije zasniva se uglavnom na
planiranom rasporedu bušotinau cilju dalje razrade leţišta, drenaţnom radijusu i
drugom.
Takode, bitno je naznačiti da su problemi u toku bušenja uglavnom rešeni, čime je i cena
izrade ovih bušotina znatno redukovana u odnosu na prethodni tip bušotina.
o Bušenje bušotine izvodi izvođač radova (“Drilling Contractor‖)na osnovu
ponuđene tehničke specifikacije (“Bid Specification”)od strane investitora radova
(“Oil Company”) i ugovora za bušenje (“Drilling Contract”). Bušaća oprema i
tehničke procedure koje zahteva investitor radova, zajedno sa projektom izrade
bušotine moraju biti uključene u specifikacije i ugovor zabušenje.
o Osnovne ponude za bušenje mogu se zasnivati na:
o Ceni po danu rada bušaćeg postrojenja (''Daily- Rate''), a to su uobičajeni ugovori
za bušenje istraţnih i konturno-istraţnih tipova bušotina;
o Ceni po metru bušenja (Metrage), kod izrade razradnih bušotina, tj. na poljima i
leţištima gde postoje prethodni potrebni bušaći podaci i odgovarajuće iskustvo
tokom bušenja;
o Mešovita cena podrazumeva da se do poznatih dubina ugovara bušenje po ceni
metra, a zatim se prelazi na bušenje po ceni dnevnog rada bušaćeg postrojenja;
o Ključ u ruke (''Turn-Key'').U poslednje vreme sve češći način ugovaranja izrade
bušotina je po tkz. sistemu ''ključ u ruke''.
Na osnovu zahteva investitora izvođač radova priprema ponudu koja koja obuhvata
kompletnu izradu bušotine od planiranja do kompletiranja.
o Pre početka bušenja, mora se pripremiti mikro lokacija za montiranje bušaćeg
postrojenja i prateće opreme prema njegovim tehničko-tehnološkim
karakteristikama.
123
9. Osnovne postavke i delovi postrojenja za bušenje
9.1. Bušaća postrojenja
9.1.1. Tehnološki proces bušenja
Kod ―rotary‖ sistema bušenja (Sl.2.1) kanal bušotine izrađuje dleto zdruţenim dejstvom
aksijalnih (vertikalnih sila usled osovinskog pritiska na dleto) i tangencijalnih sila
(horizontalnih sila usled rotacije dleta). Rotaciju dleta ostvaruje bušaći alat koga na
površini pokreće vrtaći sto ili Integrisani sistem za rotaciju bušaćim alatom i cirkulaciju
isplakom, tzv. '' Top Driving Drilling System''', a osovinski pritisak se daje delom
bušaćeg alata iznad dleta, tj. teškim šipkama i teškim bušaćim šipkama.
Cirkulacijom fluida (uglavnom isplakom) kroz bušaći alat i mlaznice na dletu, nabušeni
materijal se iznosi kroz međuprostor kanala bušotine i bušaćeg alata do površine, tj. do
isplačnih bazena. Cirkulacija fluidom (isplakom) je zatvoreni kruţni ciklus. ―Rotary‖
bušenje je još uvek najrasprostranjeniji sistem bušenja, dok se primena dubinskih
motora za sada uglavnom ograničava na bušenje dirigovanih koso usmerenih i
horizontalnih bušotina čija se izrada ne bi mogla izvesti (ili veoma oteţano) bez tog
sistema bušenja. ―Rotary‖ bušaća postrojenja se koriste za bušenje kanala bušotine,
spuštanje i cementaciju zaštitnih cevi, a takođe su opremljena i za druge različite
funkcije neophodne prilikom
izrade bušotine, kao što su
testiranje, K-merenja i drugo.
Danas su bušaća postrojenja po
svojoj konstrukciji veoma sloţena
i da bi se efikasno koristila
zahtevaju visoko uveţbanu
posadu sa odgovarajućim
iskustvom.
Bušaće postrojenje koncipi-rano
je s osnovnom namenom - izrade
bušotina. Ono što ga razlikuje od
drugih stacionar-nih postrojenja
(fabrika) je njegova mobilnost - tj.
moguć-nost lakog i brzog
premeštanja s jedne lokacije na
drugu. Ovaj zahtev za mobilnošću
ne sme naravno uticati na
mogućnost rada pojedinim
postrojenjem u smislu izrade
ţeljene bušotine
Današnja najveća postrojenja
konstruirana su tako da mogu izraditi bušotinu dubine do 10000 metara. Ipak i takva
postrojenja moguće je rastaviti na komponente, transpo-rtirati na potrebne udaljenosti i
124
nakon sastavljanja ponovno primeniti za izradu nove bušotine. Pri tome ni jedna
komponenta bušaćeg postrojenja ne sme svojom masom ili dimenzijama premašiti
mogućnosti dostupnih transportnih sredstava.
Uobičajena mera proizvodnosti nekog bušaćeg postrojenja su metri izrađene bušotine.
Najčešći je oblik ugovaranja cene izrade bušotine prema njenoj ukupnoj duţini/dubini.
Naravno, cena metra, izrađene bušotine zavisi od njenog prečnika i dubine. Povećanjem
dubine bušotine povećava se i cena izbušenog metra. Bušotina je ―rudarski objekt kojem
je prečnik zanemariv u odnosu na njegovu duţinu‖. Smatra se da je ona sredstvo pomoću
kojeg se doseţe leţište ugljikovodika. Bušotina se izrađuje nizanjem sledećih operacija:
1. Spajanjem bušaćih alatki i dleta,
2. Nizanjem bušaćih alatki i spuštanjem dleta do dna bušotine,
3. Radom dleta ili krune na dnu bušotine (bušenjem) uz istovremeno iznošenje
krhotina razrušenih stena,
4. Dodavanjem bušaćih alatki kako dleto napreduje u dubinu,
5. Vađenjem alatki iz bušotine (npr. zbog zamene istrošenog dleta).
Da bi se navedene operacije mogle obavljati bušaće postrojenje sastavljeno je od sklopova
koji omogućuju obavljanje pojedine operacije. Postrojenje se u pravilu sastoji od: noseće
strukture-tornja, sistema koturača, dizalice, pogonskih motora, prijenosnika, rotacionog
stola, isplačnih sisaljki, isplačne glave, sistema za pripremu i prečišćavanje isplake,
sistema za zaštitu od erupcije-preventerskog sklopa, cevnih alatki, dleta itd.
9.1.2. Rotaciona dleta
Rotaciju dleta moguće ju je ostvariti na tri
načina:
Rotacionim stolom,
Vršnim pogonom i
Dubinskim motorom.
Kada se rotacija ostvaruje s površine
moguća su dva načina. Jedan je primenom
rotacionog stola, a drugi primenom tzv.
―vršnog pogona‖. Slikom 1.3 prikazan je
prenos energije pri rotaciji dleta
rotacionim stolom.
Dleto je nizom bušaćih alatki povezano s
radnom šipkom.Ona prolazi kroz kupolu
rotacionog stola, a energija se rotacionom
stolu dovodi lančanim prenosom kinematske veze bušaće dizalice ili ređe vlastitim
izvorom energije. Bitno je da kod ovakvog prenosa rotacije na dleto, rotira celi niz alatki,
dok se kod prijenosa rotacije dubinskim motorom, rotira samo rotor motora i dleto.
125
9.1.3. Opterećenje na dleto
Da bi dleto razrušavalo stenu (ostvarivalo napredak),treba ga opteretiti određenom
osnom silom.
Opterećenje se ostvaruje, delom, teţinom teških šipki, dok ostatak teţine alatki
ugrađenih iznad dleta (ostatak teških šipki, bušaće šipke, radna šipka, isplačna glava,
kuka, pomično koturača) preuzima pojasna kočnica ugrađena na bubnju dizalice.
9.1.4. Uklanjanje razrušenih čestica (reznica)
Kada dleto rotira i kada ga se optereti određenom osnom silom njegovi elementi za
razrušavanje lome/ reţu stijenu. Krhotine razrušenih stena (reznice) potrebno je ukloniti
s dna i udaljiti iz bušotine. Time je dletu omogućen kontakt s nerazrušenom stenom i
otklonjena opasnost od prihvata alatki. To je treća komponenta koja zaokruţuje proces
bušenja u uţem smislu.
9.1.5. Bušaća postrojenja
Bušaća postrojenja moguće je podeliti na: laka, prenosiva postrojenja, često postavljena
na posebnom vozilu i teška postrojenja, koja se na ţeljenu lokaciju dopremaju u
dijelovima i tamo sastavljaju.
Osnovne veličine bušaćeg postrojenja su: nosivost tornja (na kuki), snaga postrojenja,
dakle mogućnost dizanja i spuštanja određene količine bušaćih alatki i brzina kojom se
to obavlja, snabdevanje i radni pritisak isplačnih sisaljki, brzina okretanja rotacionog
stola ili indirektno dleta, dimenzije tornja i njegove podstrukture. Na slici 1.6 prikazano
je bušaće postrojenje Osnovna karakteristika bušaćeg postrojenja je nosivost kuke.
Maksimalna dubina bušenja nije merodavna jer će teret na kuki za iste dubine moći
varirati u zavisnosti od konstrukcije tj. odabranim dimenzijama alatki, njihovoj količini,
te fluidu u koji su uronjene. Bušaće postrojenje određene nosivosti, omogući će dakle
dostizanje one dubine bušotine pri kojoj teţina okačenih alatki neće premašiti tu
nosivost. Modernizacija postrojenja ostvaruje se s ciljem povećanja brzine rotacije i
opterećenja na dleto, smanjenja broja spuštanja i podizanja kuke (viši tornjevi), te
smanjenja prečnika bušotine.
9.2. Toranj
Toranj je čelična struktura koja sluţi kao noseća konstrukcija pri izradi bušotina.
Pomoću sistema koturača i kuke okačene u strukturi tornja nose se bušaće alatke tokom
bušenja i manevrisanja. Standardno toranj je struktura (slika 1.7) koja je postavljena na
četiri noge raspoređene na vrhovima pravougaone osnove. Dva su moguća načina
postavljanja tornja na mestu izrade bušotine. Prvi je sastavljanje tornja iz segmenata u
uspravnom poloţaju, a drugi je sastavljanje segmenata u leţećem poloţaju uz
samopodizanje tornja primenom pogonskih motora i dizalice postrojenja. Česta je
primena i tzv. preklopnih tornjeva koji se izrađuju kao celina, a kao celina se i podiţu i
spuštaju.
126
Toranj je obično postavljen na noseću podstrukturu koja ima dve namene: (1) nosi radno
podište na kojem se nalaze ljudi i potrebna oprema, (2) osigurava prostor ispod podišta
za opremu ušća bušotine - prirubnice, preventere. Podstruktura preuzima ukupno
opterećenje zbog teţine tornja, okačene opreme i bušaćih alatki kada su obešene na kuki,
ili preuzima teţinu rotacionog stola i
alatki kada su one uklinjene unutar njega.
Takođe preuzima opterećenje svih bušaćih
alatki (cevnih alatki) odloţenih u
odlagalište unutar tornja. Pri ugradnji
zaštitnih cevi postavlja se na rotacioni sto
poseban sto za ugradnju zaštitnih cevi i
preko njega se na podstrukturu prenosi
teţina svih zaštitnih cevi ugrađenih u
bušotinu. Na radnom podištu ili
podstrukturi najčešće je postavljena i
bušaća dizalica, kao i kontrolni paneli.
Tornjevi i podstrukture proračunavaju se
s obzirom na vertikalna opterećenja koja
moraju podnositi, kao i na brzinu vetra
koju mogu podnijeti bez prevrtanja.
Opterećenje tornja alatkama moţe
varirati od 1 MN do 7 MN. Standardni
tornjevi podnose vjetrove od 45 do 60 m/s
kada je odlagalište u tornju ispunjeno alatkama, bez potrebe postavljanja vetrene
zatezne uţadi. Visina tornja ne utiče na njegovu nosivost, ali utiče na duţinu dlela
bušaćih alatki kojima moţemo manipulisati. Ona je definisana ―radnom visinom‖ tornja
koja označava mogući pomak kuke do najvišeg poloţaja unutar tornja. U pravilu taj
pomak treba da omogući manipulaciju cevnim alatkama u ―pasovima‖ - najčešće tri
bušaće ili teške šipke povezane navojnim spojevima. Za prosječnu duţinu pasova 27
metara, standardna visina tornja je 41 metar.
9.2.1. Pogonski sastav
Pogonski motori - Kao pogonski motori danas se najčešće primenjuju motori s
unutrašnjim sagorevanjem. Oni se mogu primenjivati za direktan pogon pojedinog
sklopa preko prijenosnika, ili se primenjuju za pogon generatora istosmerne ili
naizmenične struje. Električna se energija tada od generatora provodi do elektromotora
istosmerne ili naizmenične struje za pogon pojedinog sklopa. Danas se snaga pogonskih
motora na bušaćim postrojenjima kreće u rasponu od 370 do 3700 kW.
9.2.3. Prenosnici
Dva su osnovna načina prenosa energije od pogonskih motora do korisnika: mehanički i
električni. Do nedavno se na većini bušaćih postrojenja primenjivalo mehanički prenos
energije. Аnaliziranjem učinkovitosti prenosa energije na bušaćim postrojenjima
dokazano je da se mnogo veća ukupna učinkovitost ostvaruje tzv. diesel-električnim
sustavom. Kod mehaničkog prenosa energije, energija se od pogonskih motora do
127
dizalice, sisaljki ili ostalih delova postrojenja dovodi sistemom koji nazivamo sistem
prenosa snage.
On se sastoji od izvrstivih spojnica, vratila i osovina, lančanika i lanaca, remenica i
remenja, uţnica i uţadi, leţajeva; svega što sluţi prenosu i pretvavanju energije. Na
diesel-električnom postrojenju, diesel motori, koji su na kopnu obično postavljeni na
radilištu izvan strukture ili podstrukture tornja, pogone generatore istosmerne ili
naizmenične struje. Generatori proizvode električnu energiju koja se pomoću električnih
vodova dovodi do sklopki i razvodnih uređaja. Odatle se struja odvodi do elektromotora
postavljenih direktno na pogonske osovine: bušaće dizalice, isplačne sisaljke itd. Ovaj
sistem ima niz prednosti pred čistom mehaničkom transmisijom. Jedna od vaţnijih je
eliminiranje teških, često
komplikovanih lančanih
prenosa, koji zahtevaju tačno
postavljanje pogonskih motora
i korisnika. Druga prednost je
u tome što se pogonski motori
udaljavaju od radnog podišta i
ušća bušotine, čime se
smanjuje delovanje buke na
ljude, a mnogo je sigurnije i sa
stanovišta zaštite od poţara i
eksplozije. Raspored sklopova
bušaćeg postrojenja nije
određen standardima.
Raznolikost razmeštaja
definisana je izborom
pogonskih motora i
transmisije (slika 1.13).
Najviše energije treba
osigurati za rad dizalice.
Sledeći korisnik po potrebnoj
snazi su isplačne sisaljke.
Često se ova dva sklopa pogone odvojenim sistemom kako ne bi došlo do preopterećenja
pogonskih motora. Pogon rotacionog stola najčešće se ostvaruje preko prenosnika u
sklopu dizalice, čime se najviše štedi energija.
9.3. Sistem za manipulaciju alatima
9.3.1. Dizalica
Dizalica je vrlo glomazan sistem (slika 1.14) koji se sastoji od glavnog bubnja na koji je
namotano i učvršćeno bušaće uţe (njegov radni kraj) i pomoćnog bubnja s mosurama na
oba kraja osovine. Prenos i transformacija energije ostvaruju se primenom međuosovina,
lančaničkog ili zupčaničkog prenosa, kao i spojnica. Iako ostvaruje mnogostruke funkcije
128
sistem je dobio naziv po svojoj osnovnoj ulozi izvlačenja alatki iz bušotine, kao i njihovog
spuštanja u nju.
Kada dizalica deluje ostvaruje se, u zavisnosti o smeru okretanja bubnja, namatavanje
ili odmotavanje uţeta, što diţe
ili spušta pomični blok
koturača i kuku. Kako su
bušaće alatke obešene na kuki
smer kretanja odnosi se i na
njih. Jedan od bitnih
podsistema dizalice je kočioni
sistem, koji omogućuje bušaču
da jednostavno i uz veliku
tačnost kontroliše opterećenja
od obešenih bušaćih alatki,
zaštitnih cevi ili opterećivanja dleta. Sistem je obično opremljen s najmanje dva kočiona
sistema. Jedan od njih mora biti mehanički i on osigurava potpuno zaustavljanje
kretanja alatki, tj. bubnja dizalice. Drugi sistem je hidraulični ili električni i on moţe
kontrolisati brzinu kretanja alatki (bubnja) pri spuštanju, ali zbog načina delovanja ne
omogućuje potpuno zaustavljanje ili
prekid kretanja. Najčešća je u primeni
hidraulična ili ―vodena‖ kočnica.
Sastavni deo dizalice je i sistem za
promenu brzine kretanja (transmisija -
prenos) (slika 1.15).
Ovaj sistem daje bušaču mogućnost
velikog izbora brzine kretanja i
nosivosti. Pravilan rad postrojenja
omogućen je izborom od najmanje dve,
optimalno četiri, a maksimalno osam
brzina. Sledeći zadatak dizalice
ostvaruje se pomoćnom osovinom i
mosurama koje su na njoj smeštene.
Dotezanje ili navrtanje navojnih spojeva
ostvaruje se primenom mosure (slika
1.16) na bušačevoj strani (gde su
kontrolni i upravljački sklopovi, te
ručica kočnice). Druga mosura,
postavljena na suprotnoj strani koristi
se za otpuštanje i odvrtanje navojnih
spojeva. Na mosuru se namotava
konopljano uţe koje moţe sluţiti i za
manipulisanje lakšim teretima (npr.
podizanje bušaće šipke s odlagališta). Za
ovo se najčešće na postrojenjima primenjuju vazdušna vitla jer su manje opasna od rada
s mosurama.
129
9.3.2. Sistem koturača
Tri najvaţnija dela sistema koturača, su pomični blok, nepomični blok i bušaće uţe (slika
1.17). Zadatak mu je preuzimanje teţine
bušaćih alatki i njeno prenošenje na strukturu
tornja. Ovo preuzimanje odnosi se, i u slučaju
da je sistem u mirovanju, kao i u slučaju
kretanja kretanje alata i njihovog popuštanje
tokom bušenja. Tokom bušenja ukupno
opterećenje ostvaruje se teţinom kuke, isplačne
glave, zasuna radne šipke, bušaćih šipki,
teških šipki, dleta i svih ostalih alatki koje
mogu biti postavljene unutar navedenog niza.
Kod cementiranja, niz alatki pod nazivom
zaštitne cevi (casing), obično ostvaruju veća
opterećenja od niza alatki pri bušenju. Takav
niz potrebno je spustiti u bušotinu i
zacementirati. Kako za sve delove bušaćeg
postrojenja vredi pravilo da moraju biti
predimenzionirani, tako to vredi i za sistem
koturača. Zbog toga je vrlo vaţno smanjiti
trenje kod rotacije koturača i kretanja uţeta kroz ţljebove koturača. Pravilan izbor,
odrţavanje i podmazivanje sistema koturača bitan je preduslov za njegovo pravilno
delovanje.
9.3.3. Bušaće uže
obično se izrađuje od upletenih čeličnih ţica u kabl, kao i njihovim uplitanjem oko
konopljine jezgre. Prečnik uţeta se kreće od 28,58 mm (1 1/8‖) do 38,1 mm (1 1/2‖).
Pravilno odrţavanje bušaćeg uţeta podrazumeva njegovo stalno podmazivanje. Savijanje
i dinamičko opterećivanje uţeta pri kretanju kroz sistem koturača zahteva mazivo iz
jezgra uţeta, te ga treba nadomeštati. Kako je uţe potrošni deo, njegovo preterano i brzo
oštećivanje moţe znatno uticati na ukupne troškove bušenja; to naročito vaţi u slučaju
da se uţe odbaci pre proračunskog vremena njegovog rada. Za ostvarivanje maksimalne
efikasnosti i ekonomičnosti bušaće uţe mora biti odabrano tako da bude u skladu s
predviđenim opterećenjima i dimenzijama sistema koturača kroz koji se provlači.
Potrebno ga je neprekidno pregledati, podmazivati, i zameniti (povlačiti ili odsecati)
radom istrošeni deo. Trošenje uţeta, tj. njegov rad određuje se prema teţini alatki koje
su na njega obešeni, kao i koji put je uţe ostvarilo pri kretanju. Da bi čelično pleteno uţe
sluţilo na bušaćem postrojenju potrebno ga je učvrstiti u kočnom vencu dizalice, provući
kroz sistem koturača, i učvrstiti mrtvi kraj uţeta sidrenim sistemom. Provlačenje uţeta
zahteva paţnju i vreme. Uţe se dostavlja namotano na drveni bubanj, povlači se s njega,
učvršćuje na pomoćno uţe za provlačenje i provlači kroz koturaču mrtvog kraja uţeta
nepomičnog sistema koturača u kruni tornja. Odatle se spušta do podišta tornja gde je
postavljena kuka s pomičnim sistemom koturača. Sistemskim provlačenjem kroz
koturače pomičnog i nepomičnog bloka koturača uţe se na kraju nekoliko puta omota oko
130
bubnja dizalice i učvrsti unutar kočnog venca bubnja dizalice. Da bi sistem mogao
delovati potrebno je ―mrtvi‖ kraj uţeta namotati tri do pet puta oko bubnja sidrenog
sistema, a uţe učvrstiti stezaljkom. Namatanjem uţeta na bubanj dizalice tada će se
ostvarivati podizanje kuke i pomičnog bloka koturača unutar strukture tornja. Spuštanje
kuke i pomičnog bloka koturača omogućava se otpuštanjem kočnice, samim delovanjem
gravitacije. Obično se uţe zamenjuje kada se postrojenje transportuje i kada je toranj
spušten. Međutim, moguće je zamenu obavljati i kod podignutog tornja. Bušaće uţe je
samo jedno, ali broj uţnica ili radnih struna zavisi od broja koturača kroz koje je uţe
provučeno i omogućava mnogostruko povećanje sile na kuki u odnosu na dizanje samo
jednom uţnicom. Koturače oko kojih uţe prolazi mogu biti do 1,32 m (52‖) prečnika, a
njihove osovine do 0,3048 m (1ft).
Broj koturača nepomičnog bloka koturača uvek je za jednu koturaču veći od broja
koturača u pokretnom bloku koturača. Jedna kolotura više potrebna je za usmeravanje
―mrtvog‖ kraja uţeta. Na sistem koturača obešena je kuka, a na nju se vješaju sve ostale
bušaće alatke. Vešanje unutar kuke ostvaruje se preko opruge koja sluţi za ublaţavanje
udaraca. Kuka moţe biti integralni dio pomičnog sistema koturača ili obešena preko
uzengije (prstena). Uţe takođe sluţi i za vešanje isplačne glave na kuku. Sa strana kuke
obešene su uzengije (prstenovi) koji drţe elevator, alatku koja sluţi pri manipulaciji
cevnim alatkama.
9.3.4. Sistem bušaćih alatki
Za bušenje rotacijonim načinom potrebni su: isplačna
glava, radna šipka, rotacioni sto, bušaće alatke i dleto.
Bušaće alatke postavljene između isplačne glave i dleta
uključuju radnu šipku, bušaće šipke i teške šipke (slika
1.18).
9.3.5. Isplačna glava
Isplačna glava je sloţena i neophodna alatka pri
rotacijonom bušenju (slika 1.19). Obešena je pomoću
uzengije na kuku. Ima tri vaţne funkcije:
(1) preuzima teţinu bušaćih alatki;
(2) dozvoljava rotaciju bušaćih alatki i
(3) osigurava prolaz isplaci iz sistema koji miruje
(savitljivo crevo za visok pritisak) u sistem koji rotira
(bušaće alatke), uz kontinuirano zaptivanje. Pritisak u
sistemu koji treba zaptivati - često prelazi i 300 bara.
Fluid u isplačnu glavu ulazi kroz ―guskin vrat‖, zakrivljenu cev koja spaja isplačnu glavu
s savitljivim visoko-pritisnim crevom. Unutar isplačne glave fluid se kreće kroz cev
isplačne glave koja je iznutra kaljena, a iz nje prolazi u niz bušaćih alatki.
131
9.3.6. Radna šipka i rotacioni sto
Radna šipka je trostrana, četverostrana ili šesterostrana cev, duţine 12,19 m (40 ft), koja
se postavlja na vrhu niza bušaćih alatki kada se rotacija alatki ostvaruje primenom
rotacionog stola. Sluţi za preuzimanje momenta torzije
od rotacionog stola, njegovo prenošenje na niz bušaćih
alatki i za provođenje fluida za ispiranje od isplačne
glave kroz niz bušaćih alatki do dleta. Iznad radne
šipke, tj. između nje i isplačne glave, postavljaju se
zasun radne šipke i sigurnosni ventil. Zasun radne
šipke (slika 1.20) je specijalni zasun koji se lako
raspoznaje po kuglastom proširenju tela. Moguće ga je
zatvoriti ukoliko dođe do proboja neţeljenog fluida iz
bušotine kroz bušaće alatke. Za njegovo zatvaranje
primenjuje se poseban ključ, koji bušači čuvaju na
odlagalištu unutar radnog podišta. Sigurnosni ventil
postavlja se između donjeg dela radne šipke i niza
bušaćih šipki. Kada se radna šipka zadiţe iznad
rotacionog stola - pri dodavanju
bušaćih ili teških šipki, nije moguće
lako doseći zasun radne šipke u
slučaju dotoka fluida iz bušotine. Za
sprečavanje neţeljene erupcije
navrće se tada u spojnicu bušaće
šipke protivpovratni ventil koji će
onemogućiti isticanje fluida iz
bušaćih alatki na površinu.
Navrtanjem radne šipke u navojni
spoj protivpovratnog ventila biće
moguće protiskivati fluid u bušotinu,
ali ćemo zbog delovanja
protivpovratnog ventila izgubiti
mogućnost registrovanja pritiska u bušaćim
šipkama pri zaustavljanju rada sisaljki. Gornji
kraj radne šipke spojen je s isplačnom glavom,
a donji kraj s bušaćim šipkama. Radi zaštite
spojnice radne šipke postavlja se između radne
šipke, tj. na njen donji kraj tzv. prelaz radne
šipke. Uloga mu je u zaštiti navoja donje
spojnice radne šipke (muške) kao mesta
otpuštanja i spajanja pri svakom dodavanju
bušaće šipke kako dleto napreduje pri bušenju. U slučaju oštećenja navoja ili njegovog
istrošenja tada se zamenjuje samo prelaz radne šipke, a ne ona sama. Da bi preuzela
rotaciju obrtnog stola, radna šipka svojim radnim delom klizi unutar kupole obrtnog
stola, u kojoj su valjci raspoređeni u skladu s presekom radne šipke (slika 1.21). Kupola
132
obrtnog stola povezuje se s obrtnim stolom preko uloţaka obrtnog stola. Veza se
ostvaruje ili preko vretena ili kvadratnim oblikom uloška. Rotacijom rotacionog (obrtnog)
stola rotira i uloţak rotacionog stola, a samim tim i kupola rotacionog stola, kao i radna
šipka. Kako su na radnu šipku spojene bušaće, teške šipke i dleto rotacija se prenosi i na
njih. Izraz rotacijono bušenje izveden je iz naziva obrtnog (rotacijonog) stola. Rotacioni
sto preuzima energiju preko transmisije dizalice ili ima svoj nezavisni pogon. Unutar
uloška rotacionog stola pri dodavanju bušaćih alatki ili pri manevriranju postavljaju se
segmenti za prihvatanje klinova. Klinovi su opremljeni nazubljenim segmentima od
tvrdog metala i sluţe za uklinjenje/ vešanje bušaćih alatki dok nisu obešene na kuki -
kada je odvrnuta radna šipka.
9.3.7. Bušaće alatke
Niz bušaćih alatki sačinjavaju obično bušaće šipke i teške šipke. Teške šipke su cevi vrlo
velike debljine zidova. Duţina
pojedine cevi zavisi od klase
prema АPI standardu, ali su
najčešće duţine 9,14 m (30 ft). Na
svakoj strani cevi izrađen je
navojni spoj. Strana cevi na kojoj
je navoj izrađen iznutra zove se
ţenskim delom spojnice, a strana
cevi na kojoj je izrađen spoljni
navoj zove se muški deo spojnice.
Pri međusobnom spajanju cevi
muški navojni spoj postavlja se
unutar ţenskog i navrće kleštima,
potrebnim momentom dotezanja.
Delovi cevi s izrađenim navojnim spojevima zovu se spojnice, a obično se izrađuju
odvojeno od tela cevi i nakon toga na njega zavaruju. Teške šipke su takođe čelične cevi,
ali s puno debljim zidovima. Primenjuju se u donjem delu niza za ostvarivanje
opterećenja na dleto. I one su najčešće duţine 9,14 m (30 ft), a navojni spojevi izrađuju se
kod njih na telu same cevi (slika 1.22).
9.3.8. Dleta
Pri izradi kanala bušotine dleto na dnu razrušava, tj. dislocira stenu. Zdruţenim
delovanjem osnog opterećenja i obrtnog momenta (aksijalnih i tangencijalnih sila) dleto
svojim reznim elementima reţe, drobi, odlama i struţe stenu, pri čemu ispirni fluid ima
vaţnu ulogu uuklanjanjučestica izbušene stene. Da li će doći do rezanja, drobljenja,
odlamanja ili struganja, zavisi od čvrstoće stene i oblika radne površine dleta.
Dleta za rotaciono bušenje počela su se primenjivati 1909. godine (Howard Hughes, Sr.
patentirao dleto sa dva konusa).
Prema konstrukciji i načinu dislociranja stene, sva dleta se mogu podeliti na sledeće
tipove:
133
-Lopatasta ili perasta dleta
-Dleta sa konusima ili ţrvnjevima
-Dleta sa nepomičnim reznim elementima (dijamantska, PDC i TSP
Istraţivanjima i primenom u praksi razvijene su danas dve konstrukcije dleta. Jedno su
ţrvanjska, ili konusna dleta sa ţrvnjevima koji se slobodno okreću pri rotaciji dleta.
Najčešća su troţrvanjska, ali su moguća i s dva ili četiri ţrvnja. Razlikujemo nadalje
ţrvanjska dleta sa zubima (slika
1.23 a) od dleta s insertima od
tvrdih metala (slika 1.23 b), kao
elementima za razrušavanje stena.
Sva takva dleta imaju u sebi
prolaze za protiskivanje isplake.
Većina je opremljena mlaznicama
koje usmeravaju mlaz isplake
prema elementima za
razrušavanje i dnu kanala
bušotine, uz istovremeno
povećavanje brzine mlaza zbog smanjivanja površine kroz koju fluid protječe.
―Dijamantna‖ i polikristalinska dijamantna dleta nemaju pomičnih delova (ţrvnjeva)
(slika 1.23 c). Umesto toga nepomični elementi za razrušavanje učvršćeni su po telu
dleta ili impregnirani u matricu. Zbog tvrdoće dijamanata ova se dleta najviše
primenjuju za bušenje tvrdih formacija, ali mogu biti vrlo efikasna i u mekim
formacijama.
9.3.9. Sistem za ispiranje
Jedna od bitnih karakteristika
rotacijonogg načina bušenja je
kontinuirano ispiranje kanala bušotine
tokom bušenja (slika 1.24). Da bi to bilo
moguće ostvaruje se protiskivanje fluida iz
spremišta, primenom isplačnih sisaljki,
kroz vod pod pritiskom, stojku, savitljivo
crevo, isplačnu glavu, radnu šipku, bušaće
alatke, dleto, prstenasti prostor između
bušaćih alatki i zidova kanala bušotine,
izlaznu cev na ušću bušotine, do sistema za
prečišćavanje.
Uloga fluida za ispiranje je:
čišćenje dna bušotine;
hlađenje dleta;
iznošenje krhotina probušenih naslaga iz
kanala bušotine;
134
ostvarivanje protivpritiska na zidove kanala bušotine kako ne bi došlo do
urušavanja;
sprečavanje dotoka fluida iz probušenih formacija tekom bušenja i dr.
9.3.10. Fluid za ispiranje (isplaka)
Fluid za ispiranje najčešće je tečnost, ali se moţe koristiti i gas (vazduh). Ukoliko je fluid
za ispiranje tečnost, njegova osnova moţe biti voda ili nafta. U toj osnovi suspenduju se
posebne vrste glina, a za ostvarivanje ţeljene zapreminske mase mogu se dodavati
oteţivači. Za kontrolu viskoziteta i ostalih ţeljenih karakteristika, isplake se obrađuju
hemikalijama (aditivima) koje će osigurati ţeljeno ponašanje fluida u kanalu bušotine i
na površini. Glavno je smanjiti izdvajanje vode ili nafte u probušene formacije i ostvariti
tanki nepropusni oblog čvrstih čestica po zidovima kanala bušotine. Izduvavanje
vazduhom primenjuje se maksimalno u 1% radova na bušenju. Efikasnost iznošenja
čvrstih čestica je puno manja nego kod ispiranja tečnošću, ali je primena opravdana u
kavernoznim naslagama, kod totalnih gubitaka i slaboj mogućnosti opskrbe tečnom
fazom.
9.3.11. Bazeni i isplačne sisaljke
Isplaka se priprema primenom levka s
mlaznicom gde se suva praškasta glina i
sredstvo za oteţavanje dodaju u struju tečnosti
ubrzanu kroz mlaznicu. Većinu aditiva koji se
nabavljaju kao praškasti materijali nije
preporučljivo dodavati preko levka nego ih se
priprema (otapa) u posebnom spremištu; npr.
kaustična soda. Pripremljena isplaka čuva se u
spremnicima - bazenima. Na bazenima
postavljene su mešalice - agitatori, koji mešaju isplaku
kako bi bila tekuća i lakše usisana u sisaljku. Isplačne
sisaljke (slika 1.25) su bitna komponenta cirkulacijskog
sustava. Obično su na postrojenju dve iz sigurnosnih
razloga, a ponekad (bušenje uvodnog dela kanala
bušotine) i zbog potrebne količine koju je potrebno
dobaviti. To su klipne sisaljke, pogonjene
elektromotorima ili preko transmisije dizalice. Pri
izduvavanju vazduhom ili gasom sisaljke zamenjuju
kompresori. Isplaka se pomoću isplačnih sisaljki
usisava iz usisnog bazena, povećava se pritisak u
potisni vod, protiskuje kroz stojku; čeličnu cev
postavljenu uz podstrukturu i strukturu tornja, zatim
kroz savitljivo - čeličnim ţicama ojačano gumeno crevo do isplačne glave. Ovde isplaka
ulazi iz sistema koji miruje u sistem koji rotira pri bušenju - radnu šipku, bušaće šipke,
teške šipke i dleto, i izlazi kroz mlaznice dleta. U mlaznicama isplaka se drastično
ubrzava, ostvaruje osim prethodnih zadataka i hidrauličko razrušavanje stena na dnu
135
kanala bušotine i podiţe se s razrušenim krhotinama stena unutar prstenastog prostora.
Noseći razrušene čestice, diţe se do površine i kroz izlivnu cev odlazi na vibracijona sita i
ostale delove sistema za prečišćavanje do taloţnog bazena (slika 1.28).
9.3.12. Vibracijona sita
Vibratori odvajaju čvrste čestice određenih dimenzija iz isplake te ih odbacuju u
otpadnu grabu. Finije - sitnije čestice koje nije moguće izdvojiti na sitima, odvajaju se
hidrociklonima - odvajačima peska i silta i također odbacuju u otpadnu grabu. Ukoliko
isplaku ne očistimo od suvišnog sadrţaja čvrstih čestica njena gustoća se povećava, ona
neţeljeno erodira sistem kroz koji je protiskujemo i gubi poţeljna reološka svojstva koja
konačno više ne moţemo kontrolisati. Kada se u isplaci koju protiskujemo pojavi gas
njegovo odvajanje ostvarujemo primenom odvajača gasa. Ukoliko to ne učinimo pre
ponovnog protiskivanja isplake u bušotinu, moguća je zbog smanjenja njene gustine
erupcija koju će biti teško kontrolisati i sanirati. Odrţavanje karakteristika isplake
jedan je od najvaţnijih zadataka osoblja pri bušenju.
9.3.12. Sustem za kontrolu ušća bušotine
Osnovni zadatak ovog sustema je u osiguranju ušća
bušotine od neţeljene i nekontrolisane erupcije.
Nekontrolisanaa erupcija moţe ugroziti ţivote ljudi,
uništiti postrojenje i značiti gubitak bušotine, a
moţda čak i leţišta. Ukoliko je gustina fluida
premala da ostvari potreban pritisak na formaciju
dolazi do dotoka slojnog fluida u kanal bušotine,
njegovo dizanje prema površini, ekspandiranje -
ukoliko je u pitanju gas, izbacivanja olakšanog stuba
isplake i erupcije. Ukoliko se na vreme ne uoče
činioci koji ukazuju na dotok slojnog fluida u kanal
bušotine posledice mogu biti drastične. U slučaju
pravovremenog uočavanja dotoka fluida primarno
osiguranje je pravovremeno zatvaranje preventerskog sklopa na ušću bušotine.
9.3.13. Preventerski sistem
Sistem preventera (BOP), zajedno s ostalom opremom primenjuje se za zatvaranje ušća
bušotine i omogućavanje kontrole izbacivanja fluida pre nego dođe do erupcije. Postoje
dva osnovna tipa preventera; prstenasti i čeljusni (slika 1.29). Prstenasti preventer ima
gumeni zaptivni element koji pri aktiviranju zatvara prostor oko cevne alatke koja se
unutar njega nalazi bez obzira na njen presek i dimenzije; ili ako nema nikakve alatke,
zatvara potpuno puni presek kanala bušotine. Čeljusni preventeri sastoje se od tela i
velikih čeljusnih zaptivnih elemenata. Razlikuju se čeljusti za zatvaranje punog preseka,
koje takođe sluţe i kao sekači, te čeljusti za zatvaranje prstenastog prostora oko cevi. S
obzirom na spoljni prečnik cevi, treba primeniti odgovarajuće dimenzije čeljusti. U
praksi obično se na ušće bušotine postavljaju dva preventera; čeljusni je donji, a
prstenasti gornji. Ukoliko ţelimo bušiti dok je bušotina pod pritiskom moţe se na vrh
136
opreme ušća bušotine postaviti tzv. rotacijoni preventer. Dva ili više preventera
primenjuje se kao sigurnosna mera u slučaju kvara nekog od njih. Slika 1.29. Sistem
preventera za kontrolisanje pritisaka na ušću bušotine
9.3.14. “ Koomey” uređaj
Otvaranje i zatvaranje preventera obavlja se
hidraulički (moguće je i ručno), fluidom
spremljenim pod tlakom u spremnicima uređaja
koji zovemo ―Koomey‖ (slika 1.30). Nekoliko
rezervoara hidrauličnog ulja, u obliku boce ili
kugle s kompenzacijskim jastukom azota,
međusobno je povezano u operativnu jedinicu.
Hidraulične sisaljke podiţu pritisak ulja na
ţeljeni pritisak sistema za zatvaranje i
potiskuju od rezervoara do preventerskog sklopa
kroz cevi visokog pritiska. Kako je zatvaranje
preventera potrebno obaviti što brţe,
hidrauličko ulje je u spremniku pod tlakom od
105•105 do 210•105 Ra (1500 do 3000 psi).
Uređaj se postavlja najmanje 30 m od ušća
bušotine, kako bi se pri pojavi dotoka ili
erupcije, mogao nesmetano koristiti.
Dodatni upravljački sklop (slika 1.31) postavlja
se na podištu tornja uz upravljačke sklopove
postrojenja i povezan je s ―koomey‖ uređajem.
Na niskim temperaturama potrebno je
rezervoare termički izolovati ili zagrevati, a
smrzavanja se moţe sprečiti i dodavanjem
antifriza (glikol etilena) u hidrauličko ulje.
9.3.15. Podesiva mlaznica (Choke)
Zatvaranje ušća bušotine pri dotoku slojnog fluida pomoću preventera, samo je prvi
korak prema uspostavljanju ravnoteţnog stanja. Za nastavljanje bušenja bušenja
potrebno je bušotinu očistiti od gasa i gasificiranje isplake i utisnuti isplaku dovoljne
gustine za ostvarivanje pritiska koji će onemogućiti dalji dotok fluida iz formacije - taj
postupak nazivamo ―gušenjem― bušotine. Za omogućavanje ovog postupka, na vod za
rasterećenje preventerskog sistema postavlja se niz ventila povezanih cevima visokog
pritiska. Neki od tih ventila su definisanog otvora, a neki omogućavaju menjanje otvora
za proticanje fluida. Otvaranjem, delimičnim zatvaranjem ili potpunim zatvaranjem
mlaznice promenjivog otvora omogućiti će se protiskivanje fluida za gušenje pod ţeljenim
pritiskom. Upravljanje promenjivom mlaznicom takođe je moguće ostvarivati s
kontrolnog panela koji se postavlja na dovoljnoj udaljenosti od ušća bušotine da se
omogući siguran rad rukovaocu. Kako se pri gušenju promenjive mlaznice jako troše,
Слика 1.30. Погонско-
резервоарски систем
превентерског склопа (―Коомеy‖)
1) сигурносни вентил
2) резервоари
3) електромотором погоњена
хидрауличка сисаљка и
аутоматска склопка
4) аутоматска склопка
5) сабирна цeв и регулацијони
вентил
6) ваздушни регулацијони вентил
7) спојничке цeви за ваздушне
команде
8) вентили
137
njihova zamena ili popravka omogućava se preusmeravanjem toka fluida kroz drugi
ventil stalnog ili promenjivog preseka.
9.3.16. Odvajači gasa
Odvajači gasa su bitni delovi postrojenja pri gušenju bušotine. Pomoću njih se odvaja gas
iz isplake i ona se moţe, ponovno oteţana, utiskivati u bušotinu. To su cevni rezervoari u
kojima se povećava površina proticanja i usporava brzina fluida kako bi se olakšalo
odvajanje gasne faze. Isplaka, iz koje je odvojen gas, skuplja se i odvodi s dna odvajača, a
gas s vrha. Gas koji se izdvaja, spaljuje se na baklji udaljenoj od postrojenja (obično kod
otpadne grabe).
9.3.17. Pomoćna sredstva
Osim bitnih komponenti bušaće postrojenje sastoji se i od velikog broja pomoćnih
sredstava. Neka od njih su generatori, kompresori, rezervoari goriva, maziva, isplačnog
materijala, te različiti merni i kontrolni uređaji. Generatori jednosmerne i naizmenične
struje snabdevaju postrojenje potrebnom energijom, a na modernim postrojenjima obično
su pogonjeni diesel motorima. Trebaju osigurati dovoljno energije za pogon dizalice,
rotacionog stola, isplačnih sisaljki, napojnih centrifugalnih sisaljki, mešalica,
ventilatora, osvetljenja i slično.
Kompresori Na postrojenjima se obično postavlja manji kompresor za snabdevanje
vazduhom vazdušnih spojnica, navrtačima, automatskim klinovima, vitlu, kontrolnim
uređajima pogonjenim vazduhom i slično. Na elektromotornim postrojenjima taj se
vazduh primenjuje i za pokretanje glavnih pogonskih
motora.
Skladištenje isplačnog materijala Osim sistava za
pripremu, protiskivanje i pročišćavanje isplake neophodno je
osigurati dovoljno rezervnog materijala za pripremu i
odrţavanje isplake. Materijal za izradu isplake bentonit i
oteţavanje barit, mogu se skladištiti u vrećama ili što je
danas češće u spremištima-silosima. Ostali praškasti
materijal koji se ne troši u velikim količinama skladišti se u
vrećama na paletama i ako je moguće u natkrivenom
prostoru.
Bušaći instrumenti Upravljački sklop je ključni deo
postrojenja. Pomoću njega moţe se upravljanje skoro svakim
delom postrojenja. Za samo bušenje bitni su uređaji za
kontrolu primenjene snage, pritiska, opterećenja na kuki ili
dleto, momenta torzije. Uz to kontrola količine protoka
fluida, nivoa isplake u bazenima i gustine isplake
omogućavaju siguran rad pri bušenju. Određeni parametri
reţima bušenja i rada postrojenja ispisuju se celo vreme
rada postrojenja za naknadnu kontrolu postupaka. Na slici
1.32 prikazani su instrumenti na glavnom bušaćem panelu.
138
Ostala sredstva Na lokaciji postrojenja nalaze se i rezervoari za gorivo; barake za
radnike; radionica; odlagalište pomoćnog alata i skladišta delova sisaljki, isplačne glave i
ostale potrošne opreme. Platforme ili brodovi za bušenje koji se primenjuju pri bušenju
na moru trebaju osigurati i prostor za smeštaj, prehranu i odmor posade dok nije u
smeni. Isto tako trebaju imati dovoljno skladišnog prostora za smeštaj tečnih i čvrstih
sredstava potrebnih za kontinuiran i siguran rad bunar.
139
10. Priprema nafte i gasa za transport
Proizvodnja nafte i gasa podrazumeva dobijanje fluida iz bušotina, dopremanje
(transport) do mesta gde se bušotinski fluid razdvaja na gas, naftu i vodu, merenje
razdvojenih fluida, pripremu za korišćenje, skladištenje i transport.
Mesto gde se sakuplja proizvedeni bušotinski fluid, razdvaja i mere protoci svake od
faza, priprema za transport, gde se skladišti i odakle se otprema naziva se sabirno-
otpremna stanica. Sabirno-merne stanice su objekti postavIjeni na mestima gde se
sakupIjaju Ieţišni fluidi iz bušotina koje gravitiraju tom području, gde se razdvajaju,
mere i transportuju do sabirno-otpremne stanice. Sabirno-merna stanica ne poseduje
uređaje za pripremu fIuida, za skladištenje i transport.
Kada se nafta i gas dobiju iz prirodnih leţišta, moraju se podvrgnuti određenim
tehnološkim operacijama u cilju dobijanja produkata ţeljenih svojstava. Sve tehnološke
operacije i postrojenja koja se koriste u tu svrhu čine tehološki kompleks za pripremu
nafe/gasa. Operacije koje se koriste u tu svrhu su:
• Separacija gas-tečno;
• Separacije tečno-tečno;
• Sušenje gasa;
• Prerada vode i dr
Redosled potrebnih tehnoloških operacija odnosno projektovanje procesa, tj kreiranje
tehnoloških kompleksa bazira se na hemijsko-inţenjerskim principima.
10.1. Fazni dijagram
Pomoću faznog dijagrama za osnovne vrste leţišnih fluida, moţe predvideti ponašanje
fluida tokom proizvodnje/eksploatacije i kako to utiče na planiranje razvoja
eksploatcionog polja.
Na osama prikazanim na ovom dijagrama nisu date brojne vrednosti iz razloga što se
one znatno razlikuju za različite
vrste leţišnih fluida, odnosno
svakoj vrst i fluida odgovara
određena skala , a na slici su
samo prikazane relativne
pozicije faznih transformacija
za svaku vrstu fluida.
Četiri vertikalne linije na
dijagramu prikazuju izotermsko
smanjenje pritiska u toku
eksploatacije različitih tipova
leţišnih fluida. Početne tačke,
odnosno početno stanje
temperature i pritiska,
relativno u odnosu na dvofazni region su različiti za svaki tip fluida.
140
Početno stanje za suvi gas je izvan dvofaznog regiona i nalazi se desno od maksimalne
temperature dvofaznog regiona (krikondoterme - koja je obično manja od 0°C za suvi
gas), pa samim tim i od kritične tačke, što potvrđuje da fluid inicijalno postoji samo kao
jednofazni gas. Pošto je početna temperatura viša od maksimalne temperature dvofaznog
regiona, uslovi u leţištu (pritisak i temperatura) koji se menjaju u toku eksploatacije
nikada ne mogu biti takvi da se stanje suvog gasa nađe unutar dvofaznog regiona, tako
da sastav i fazno stanje ovog tipa leţišnog fluida ostaje kostantno tokom eksploatacije.
Temperatura i pritisak u separatoru u su obično izvan dvofazne oblasti tako da nema
izdvajanja tečnosti tokom separacije. Jednostavno je predviđanje kvaliteta proizvedenog
fluida i lako je ugovaranje, zbog velikog stepena sigurnosti .
U odnosu na suv gas ima veći sadrţaj teţe frakcije ugljovodonika od C2-C6, i zbog toga je
granica dvofazne oblasti pomerena dole i desno u odnosu na suvi gas. Leţišni uslovi
ostaju izvan dvofaznog regiona, tako da sastav fluida u leţištu ostaje konstantan, a fluid
ostaje u gasnom stanju sve vreme. Ali se uslovi u separatoru podešavaju tako da se fluid
uvede u dvofazni region.
Kada se temperatura smanji ispod temperature tačke rose (preseče se linija rose) teţe
komponente kondenzuju kao tečnost u separatoru.
Tačna zapremina tečnosti koja kondenzuje zavisi od uslova u separatoru i rastojanja
između linija koje predstavljaju konstanan udeo tečnosti u dvofaznoj smeši, a koje su
prikazane na slici.
Ove teţe komponente su skuplje, te su zato značajne (premijum) iobično se izdvajaju iz
gasa, tako da ostane uglavnom samo metan (CH4), a gas se tada smatra suvim (ne znači
da nema vode, nego teţih ugljovodonika).
Pošto je početna temperatura gasnog kondenzata između kritične temperature i
temperature krikondoterme, na leţišnim uslovima, pre početka eksploatacije, fluid je u
gasnom stanju, ali kada dodje do pada pritiska u leţištu, dolazi i do kondenzovanja
tečnosti u leţištu, pri čemu je zapreminski udeo tečne faze mali (vidi sliku- fazni
dijagram).
Ova tečnost ne moţe da se istisne iz leţišta (iz pora), pa se moţe smatrati nepokretnom
fazom.
Pošto je njena cena visoka, da bi se sprečila pojava kondenzacije, suvi gas pod pritiskom
se, nakon separacije, vraća u bušotinu (v idi sliku na sledećem slajdu) i tako pritisak
odrţava iznad linije kondenzacije.
141
Alternativno se ubacuje voda kako bi se povećao pritisak i ako se ovo primenjuje retko.
Kada se u dvofaznoj oblasti nastavi sa smanjenjem pritiska (ispod tačke rose) na početku
dolazi do povećanja sadrţaja tečne faze, i ova pojava se naziva retrogradna kondenzacija
(vidi fazni dijagram ).
Četiri osnovna tipa leţišnih fluida ugljovodonične prirode su:
1. gas (uključujući suvi i vlaţni gas),
2. gasni kondenzat,
3. isparljiva nafta (laka nafta)
4. i tzv. crna nafta (teška nafta).
1.2.1 Laka i teška nafta
Pošto je početna temperatura lake i teške nafte ispod kritične temperature, na leţišnim
uslovima fluid je u tečnom stanju.
Kada dodje do pada pritiska u leţištu, moţe eventualno doći do izdvajanja gasa,
ključanja nafte, a mehurovi gasa koji se izdvajaju imaju veći sadrţaj lakšeisparljivih
komponenata.
U separatoru, i laka i teška nafta nalaze se u dvofaznom regionu.
Mali pad pritiska ispod linije tačaka ključanja dovodi do značajnog smanjenja sadrţaja
tečne faze na račun gasa kod lakih nafti, dok je kod teških nafti potreban značajan pad
pritiska da bi se povećao sadrţaj parne faze (vidi fazni dijagram).
Projektovanje procesa/tehnoloških kompleksa za pripremu nafte/gasa.
• Za izradu procesne šeme prvo je potrebno znati sastav nafte i gasa koji se dobijaju
iz izvora, kao i ţeljena svojstva krajnjih proizvoda.
• Karakteristike leţišta nafte moraju takođe biti poznata.
• lzrada procesne šeme
Oprema koja se koristi u blizini bušotine treba da obezbedi u prvom redu što brţe
razdvajanje fluida koji se crpi iz leţišta i to na tri struje: gas, naftu i vodu. Nakon toga,
svaki od ovih tokova dalje prolazi kroz jednu ili više tehnoloških operacija koje se
nadovezuju jedna na drugu u cilju dobijanja proizvoda ţeljenih svojstava.
Slika 10.1.: Princip separacije
Fluid koji se
dobija iz
bušotine
Separacija i prerada
Gas
Nafta
VodaNečistoće
142
Slika 10.2.: Princip separacije
Eksploataciono polje raspolaţe veoma velikim brojem objekata, koji se prema svojoj
nameni mogu podeliti na osnovne i pomoćne objekte.
U osnovne objekte spadaju eksploatacione bušotine sa njihovom opremom, mnogobrojna
mreţa naftovoda i gasovoda unutar polja, uređaji za sabiranje i merenje nafte i gasa, za
demulgaciju i stabilizaciju nafte, upumpavanje, u skladištenje i otpremu nafte, itd .
U pomoćne objekte spadaju parni kotlovi, elektro mreţa za snabdevanje polja elektro
energijom, vodovodna mreţa, mašinske radionice, garaţe, itd .
U tu svrhu grade se specijalni sistemi i uređaji koji će biti nabrojani u tehnološkoj šemi
procesa sa biranja i primarne obrade nafte i gasa.
10.2. Tehnološka šema procesa sabiranja i primarne obrade nafte i gasa
Fluid koji se
dobija iz
bušotine
Separacija i prerada Gas
Nafta
Voda
Separator nafte
Izdvajanje gasa
Izdvajanje vode
Degazolinaţa
Uklanjanje nečistoća
Kompresija
Uklanjanje Transport Transport
143
1. U separatorima se vrši odvajanje nafte i gasa,
2. U mernim kolektorima merenje proizvodnje;
3. Izdvojeni gas ide na odvajanje mehaničkih primesa iz gasa,
4. Zatim na degazolinaţu,
5. Zatim se vrši sušenje gasa,
6. Izdvajanje sumpora i CO2 iz gasa,
7. Odorizacija gasa i na kraju gas ide potrošacima.
Iz nafte se
1. Izdvaja voda i pesak,
2. Zatim se vrši sabiranje, merenje i odstojavanje nafte,
3. Demulgacija,
4. Stabilizacija,
5. Skladištenje i
6. Slanje u rafineriju na preradu.
10.3. Sastav nafte i gasa
Ţeljena svojstva krajnjeg proizvoda /(definiše ih kupac, zavise od potreba vezanih za
transport i skladištenje)
Analize koje se rade kod nafte
• gustina na 15 °C izraţena u kg/m3 <SRPS B.H8.015, ISO 3675 ili ASTMD 1298)
• API gustina na 60 °F izraţena u 0 (ISO 3675)
• voda i sedimenti (BSW) izraţeno u % v/v (ISO 9030 ili ASTM D 96-88)
• sadrţaj sumpora izraţen u % m/m (ISO 8754 ili ASTM D 4294)
• tačka stinjavanja izraţena u °C (ISO 3016 ili ASTM D 97)
• viskoznost izraţena u mm2/s (ISO 3104)
• napon pare po Reidu izraţen u bar (ISO 3007 ili ASTM D 323)
Uobičajene specifikacije proizvoda,
Nafta
True vapour pressure (TVP) <83 kPa @ 15
Base sediment and water (BS&W) <0.5 vol%
Temperature > Pour point
Salinity (NaCl) <70 g/m3
Hydrogen sulphide (H2S) <70 g/m3
Gas
Liquid content < 100mg/m3
Water dew point at —5 C < 7 Pa
Heating value >25 MJ/m3
144
Composition, CO2, N2, H2S Deliverv pressure and
temperature
Voda
Dispersed oil content <40 ppm
Suspended solids content <50 g/m3
True vapour pressure (TVP) <83 kPa @ 15
Base sediment and water (BS&W) <0.5 vol%
Temperature > Pour point
Salinity (NaCl) <70 g/m3
Hydrogen sulphide (H2S) <70 g/m3
Liquid content < 100mg/m3
Water dew point at —5 C < 7 Pa
Heating value >25 MJ/m3
Composition, CO2, N2, H2S Deliverv pressure and
temperature
Dispersed oil content <40 ppm
Suspended solids content <50 g/m3
1.2.2 Opis ležišnih fluida
Kvalitet i kvantitet fluida koji se dobijaju iz bušotine određen je sastavom ugljovodonika,
prirodom leţišta i postupkom razvoja eksploatacionog polja. Dok se na prva dva faktora
ne moţe uticati, s obzirom da spadaju u prirodne faktore, na poslednjim faktorom
moguće je upravljati u okviru postojećih tehnoloških ograničenja i ograničenja trţišta .
Osnovna svojstva ugljovodonika koja utiču na projektovanje procesa su :
PVT karakteristike: koje određuju hoće li proizvedeni tok biti tečna ili gasna faza na
određenom pritisku i temperaturi; Kvalitet i kvantitet fluida koji se dobijaju iz bušotine
određen je sastavom ugljovodonika, prirodom leţišta i postupkom razvoja
eksploatacionog polja. Dok se na prva dva faktora ne moţe uticati, s obzirom da spadaju
u prirodne faktore, na poslednjim faktorom moguće je upravljati u okviru postojećih
tehnoloških ograničenja i ograničenja trţišta .
1.2.2.1 Osnovna svojstva ugljovodonika koja utiču na projektovanje procesa su :
PVT karakteristike: koje određuju hoće li proizvedeni tok biti tečna ili gasna faza na
određenom pritisku i temperaturi;
Sastav: koji određuje udeo ugljovodoničnih komponenata (C1- C7+) i neugljovodoničnih
jedinjenja (azot, ugljendioksid, vodoniksulfid ) prisutnih u fluidu ;
Emulziona svojstva: koja određuju koliko teško će biti moguće razdvojiti tečne faze;
Viskozitet i gustina: na osnovu kojih se procenjuju tansportna svojstva fluida;
145
Ukoliko se prilikom eksploatacije nafte i/ili gasa dobija i leţišna voda, potrebno je
napraviti i hemijsku analizu te vode ( pravilno uzorkovanje i beleţenje rezultata su
obavezni ).
Pored svojstava fluida, vaţno je znat i kako će se zapremine/količine i protoci fluida
menjati u toku eksploatacije naftnog leţišta, odnosno u različitim fazama
eksploatacionog ciklusa nekog polja.
Da bi se mogla projektovati postrojenja, odnosno odrediti njihov kapacitet, neophodno je
znati promene proizvodnje sa vremenom, odnosno proizvodne profile za naftu, gas i vodu.
Procene promena leţišnog pritiska i temperature tokom vremena koriste se za
određivanje načina na koji će se osobine proizvodne struje menjati
Slika 10.3. Tehnološka šema sabirno-otpremne stanice
1.2.3 Priprema nafte za transport
Da bi se nafta mogla transportovati potrebno je iz nje izdvojiti vodu, što se obavla:
• taloţnicima,
• odvajačima slobodne vode,
• u rezervoarima,
• prelivnim jamama.
Za razdvajanje vode i nafte iz naftne emulzije se koriste:
• uređaji za zagrevanje naftne emulzije,
146
• filteri za dehidraciju nafte,
• centrifugalni dehidrator,
• uređaji za dodavanje deemulgatora ,
• kombinovani uređaji triteri .
1.2.4 Odsoljavanje nafte
Proces pripreme nafte sa ciljem smanjenja sadrţaja hlora u nafti. U procesu odsoljavanja
ne uklanjaju se samo hloridi natrijuma i magnezijuma nego i voda i mehaničke
nečistoće, oksidi gvoţđa, sulfidi gvoţđa, organska jedinjenja vanadijum a i drugih
metala.
Na naftnim poljima, odsoljavanje se primenjuje u okviru procesa dehidracije.
1.2.5 Uređaji za izdvajanje nafte iz ležišne vode
Uređaji za dehidraciju
-trofazni separatori,
-taloţnici,
-triteri,
Nakon izdvajanja vode u uređajima za dehidraciju u izdvajačima slojne vode ona sadrţi i
naftu, u vidu fino raspoređenih malih kapljica, čiji se sadrţaj kreće od 100 do 2000 mg/l.
Princip rada oprema za izdvajanje nafte iz vode zasniva se na gravitacionom izdvajanju
naftnih kapljica iz leţišne vode (Stoksov zakon), koalesciranju malih naftnih kapljica
(koalescentna filtracija) i izdvajanju naftnih kapljica pomoću flotacije.
1.2.6 Uređaji za pripremu vode
Rezervoari i sudovi sa prelivanjem nafte,
Hvatači i filteri
1.2.7 Separatori
Separatori su protočni uređaji pod pritiskom, koji se nalaze na površini (na
eksploatacionom polju), u koje se kontinualno dovodi bušotinski fluid i zadrţava
određeno vreme u njima kako bi se ostvarilo razdvajanje nafte, gasa i vode. Oni čine
sastavni deo proizvodnog procesa nafte i gasa i ne smeju narušavati kontinuitet
proizvodnog procesa.
Separatori se dele na:
DVOFAZNE - koji odvajaju gas od nafte
i TROFAZNE - koji odvajaju gas od nafte i vodu od nafte.
147
1.2.7.1 Princip rada separatora
Fluid ulazi u separator i udara u ulazni element. Nagla promena kretanja dovodi do
početne separacije tečne i gasne faze, dok odvod na ulaznom elementu usmerava tečnu
fazu izpod međufazne površine gas-nafta.
Deo separatora gde se sakuplja tečna faza mora biti tako konstruisan da se obezbedi
dovoljno vreme zadrţavanja radi izdvajanja sloja nafte na površini, dok se slobodna voda
taloţi na dno.
Nivo međufazne površine nafta-voda, odnosno vode kontrolišu regulatori nivoa.
Gas struji horizontalno i pre izlaska iz separatora prolazi kroz hvatač kapi. Na izlaznom
vodu gasa nalazi se regulator koji odrţava pritisak u separatoru.
Slika 10.4. Separatori
1.2.7.2 Osnovni delovi separatora
-Ulazni element (omogućava primarno razdvajanje
bušotinskog fluida na tečnu i gasnu fazu);
-Odvajač vlage/kapljica (iz gasa na izlazu izdvaja fino
raspršene (u vidu magle) tečne kapljice);
-Regulator nivoa;
-Regulator pritiska i sigurnosna oprema
Slika 10.5. Šema vertikalnog separatora sa delovima: 1.-
regulator pritiska, 2. - izlaz gasa, 3.- odvajač vlage, 4. - ulaz
fluida u separator, 5. - ulazni element, 6.- pregrade za
skeretanje smera protoka, 7. - regulator nivoa tečne faze, 8.-
motorni ventil , 9.- izlaz tečne faze
148
1.2.7.3 Podela separatora
Separatori se dele po obliku na:
1. vertikalne
2. horizontalne
3. sferične i
4. separatore specijalne namene
Ulazni element:
- deflektor (ravna ploča, ugaoni
element, konusni element, sferični
sud), -ciklon (kada je veći gasni
faktor)
lzdvajač vlage - hvatač kapljica
a ) od ţičane mreţe ;
b) od paralelnih rebrastih ploča
149
1.2.7.4 Različiti tipovi separatora, po nameni
Slika 10.6. Merni separator Slika 10.7. Filter separator
10.8. Trofazni separator 10.9. Trofazni vertikalni separator
1.2.8 Priprema prirodnog gasa za transport
Pri proizvodnji gasa iz gasno kondenzatnih leţišta primenjuju se tri metode obrade gasa:
Nisko-temperaturna separacija - izdvajanje tečnih ugljovodonika i vode uz pomoć
niskih temperatura ostvarenih prigušivanjem gasa visokog pritiska ili pomoću uređaja
za hlađenje. (U praksi se najćešće koristi niskotemperaturni postupak. Omogućava
izdvajanje od 80-100% viših ugljovodonika i sušenje gasa do zahtevane tačke rose u
odnosu na vodu i ugljovodonike.)
Apsorpcija-izdvajanje tečnih ugljovodonika, vode i kiselih primesa pomoću tečnog
apsorbensa.(U apsorpcione postupke spada sušenje gasa glikolom, izdvajanje kiselih
primesa aminskim postupkom i stabilizacija kondenzata.)
Adsorpcija - apsorpcija-izdvajanje tećnih ugljovodonika, vode i kiselih primesa pomoću
ćvrstog adsorbensa.(Adsorpcioni postupak se primenjuje umesto nisko-temperaturne
separacije, kada bi bile potrebne jako niske temperature)
Koristi se i kombinacija ovih postupaka.
150
Pri transportu prirodnog gasa dolazi do kondenzovanja vodene pare koja se sakuplja u
dnu cevovoda u obliku slobodne vode - ona nepovoljno utiče na transportne uslove jer
zauzima deo cevovoda, smanjuje slobodan prostor za transport gasa.
Smanjuje toplotnu vrednost gasa. Izaziva unutrašnju koroziju cevi i uređaja, jer voda u
kontaktu sa kiselim gasovima, ugljendioksidom i sumporvodonikom, gradi slabe kiseline
koje izazivaju koroziju. Izaziva stvaranje hidrata ugljovodonika pri određenim uslovima
p i T.
Industrijski postupci za sušenje prirodnog gasa:
1. apsorpcija vlage tečnim apsorbentom -glikoli (monoetilengikol, dietilenglikol,
trietilenglikol),
2. adsorpcija vlage na adsorbensima (desikantima) (aluminijum oksid, silika gel,
boksit),
3. izdvajanje vlage ekspanzionim hlađenjem.
Pri transportu prirodnog gasa dolazi do kondenzovanja vodene pare koja se sakuplja u
dnu cevovoda u obliku slobodne vode - ona nepovoljno utiče na transportne uslove jer
zauzima deo cevovoda, smanjuje slobodan prostor za transport gasa.
Smanjuje toplotnu vrednost gasa. Izaziva unutrašnju koroziju cevi i uređaja, jer voda u
kontaktu sa kiselim gasovima, ugljendioksidom i sumporvodonikom, gradi slabe kiseline
koje izazivaju koroziju. Izaziva stvaranje hidrata ugljovodonika pri određenim uslovima
p i T.
Industrijski postupci za sušenje prirodnog gasa:
1. apsorpcija vlage tečnim apsorbentom -glikoli (monoetilengikol, dietilenglikol,
trietilenglikol),
2. adsorpcija vlage na adsorbensima (desikantima) (aluminijum oksid, silika gel,
boksit),
3. izdvajanje vlage ekspanzionim hlađenjem.
Slika 10.12. Adsorbcija glikolom
Degazolinaţa prirodnog gasa - izdvajanje gazolina iz prirodnog gasa.
151
Gazolin je smeša viših, manje isparljivih ugljovodonika.
Kada je izdvojena iz prirodnog gasa naziva se sirovi gazolin.
Metode izdvajanja gazolina su:
1. kompresija,
2. apsorpcija
3. adsorpcija i
duboko hlađenje. Degazolinaţa prirodnog gasa - izdvajanje gazolina iz prirodnog gasa.
Gazolin je smeša viših, manje isparljivih ugljovodonika.
Kada je izdvojena iz prirodnog gasa naziva se sirovi gazolin.
Metode izdvajanja gazolina su:
1. kompresija,
2. apsorpcija
3. adsorpcija i
4. duboko hlađenje.