Extractia, Colectarea Si Tratarea Gazelor Naturale de pe Structura Bilciuresti

Capitolul 1. GEOLOGIA STRUCTURII BILCIREȘTI

1.1ASPECTE GEOLOGICE

1.1.1. Stratigrafia

Forajele existente pe cuprinsul structurii Bilciurești au pus în evidență depozite ce aparțin Cuaternarului, Pliocenului (Romanian, Dacian, Ponțian, Meoțian), Miocen (Sarmațian, Badenian) și Cretacicului.

Cuaternarul-aflorează, caracterizându-se prin aluviuni, pietrișuri mărunte și grosiere.

Romanianul-este constituit dintr-un orizont superior cu pietrișuri, gresii și nisipuri și un orizont inferior constituit din alternațe de argile, marne albăstrui sau verzui cu intercalații de argile, gresii slab cimentate, nisipuri și pietrișuri.

Dacianul-este format din marne compacte, marne nisipoase, nisipuri marnoase, nisipuri, cu gresii slab cimentate și intercalații de cărbune.

Ponțianul-este alcătuit preponderent din marne cenușii compacte.

Meoțianul- depozitele ce aparțin acestuia sunt depuse transgresiv peste cele ale Sarmațianului și sunt reprezentate printr-un orizont superior marnos, cu o grosime de cca. 330 m (format dintr-o alternanță de marne, marne nisipoase fin micafere cu intercalații de nisipuri marnoase și nisipuri fin micafere) și un orizont inferior nisipos cu o grosime de cca 150 m, grosimea totală a meoțianului este cuprinsă intre 480-670 m, importante variații pe direcția N-S.

Sarmațianul- este dezvoltat în facies marnos cu slabe intercalații marnoase.

Badenianul-este reprezentat prin marne și gipsuri

Cretacicul superior-a fost deschis doar in partea superioară fiind dezvoltat facies calcaros.

Se mai evidențiază o variație a conținutului în argilăa rezervoarelor meoțiene având ca efect extinderea limitării litologice ale acestora. De asemenea în urma interceptării diagrafiilor geofizice de sondă(carotaje electrice standard ) se observă o distribuție a spectului electrofaciessurilor rezervoului Meoțian (anexa 7) după cum urmează:

-sectorul nordic al structurii caracterizat prin electrofacies de tip barell zimțat caracteristic unui nisip cu conținut redus de argilă și intercalații decimetrice de nisip argilos, grosimea totală este de sub 20 m.

-sectorul central (median) caracterizat prin electrofacies de tip funnel specifc secvențelor coarsening up având ca efect reducerea graduală a grosimii efective a rezervorului.

-sectorul sudic caracterizat de un pronuntat pinch out având ca efect efilarea rezervorului și ecranarea zăcământului.

1.1.2. Tectonica

La nivelul colectorului M ,,a,,(anexa nr 3 a—d și 4 ) structura se prezintă sub forma unui monoclin, orientat NV-SE, cu o înclinare de 50 spre nord.

Din interceptarea seismicii 3D efectuată în anul 2005 se observă o trecere în argile a rezervorului din Meoțian datorată schimbărilor litofaciale. Se formează astfel o capcană de tip stratiform ecranată litologic.

1.1.3. Condiții de formare a zăcămintelor de hidrocarburi

presiunea initială și temperatura de zăcământ

În absența unei noi informații, nu este justificat să se aducă modificări valorilor presiunii de zăcământ de 233 bara, și respectiv temperaturii de zăcământ de 520 C, estimate în studiul anterior pentru M,,a,,(1).

roca magazin și fluide care satureză roca.

1.2. Geologia structurii Bilciuresti

Din punct de vedere geografic structura Bilciuresti se situeaza in judetul Dambovita la aproximativ 6 km SV de localitatea Bilciuresti, 40 km VNV de Bucuresti si 35 km SSV de Ploiesti.Existenta in zona Bucuresti -Ploiesti a unor decalaje ridicate intre solicitarile de consum si disponibilul de gaze, in perioadele cu temperatura scazuta s-a impus cautarea unor solutii pentru cresterea cantitatilor zilnice ce pot fi introduse in sistemul de transport si distributie.Structura Bilciurești, prin capacitatea actuală de inmagazinare, prin parametrii fizico-geologici și nu in ultimul rând prin poziția față de principalii consumatori din zonă, este unul dintre cele mai importante dispozitive de stocare a gazelor din România și în condițiile asigurării în viitor, în perioada călduroasă a unor cantități sporite de gaze pentru injecție, poate contribui la acoperirea unor vârfuri de consum superioare posibilitaților actuale.

1.3. Istoricul de producție

În acest scop s-au analizat toate datele legate de istoricul exploatării și al exploatării zăcământului ca depozit de inmagazinare, reevaluarea resursei geologice inițiale, evoluția mărimii spațiului poros saturat de gaze, comportarea în exploatare a sondelor consolidate în perioada 2012-2014, simularea debitelor pe tipuri de sonde și in total de depozit de înmagazinare, precum și evaluarea posibilităților, investițiilor și măsurilor tehnologice necesare prentru creșterea capacității de înmagazinare-extracție.

Date de referință a lucrării este 01.04.2015Prezenta lucrarii a fost necesară din următoarele motive:

-reevaluarea debitului sondei de comportare medie pe tipurile de sonde in urma lucrărilor de modernizare executate în perioada 2012-2014;

-cuantificarea în calculul economic a lucrărilor executate de la data ultimului studiu (2010)

-estimarea volumuli de lucrării necesare pentru operarea depozitului pe o perioadă de timp de 25 de ani, cu eșalonarea acestora.

-actualizarea tarifului inmagazinării pe baza lucrprilor de investiții

Obiectivele prezentei lucrări au fost:

-analiza informațiilor obținute de la data ultimului studiu 2014

-actualizarea modelului geologic și evaluarea resurselor geologice inițiale

-comportarea in exploatare a depozitului în urma lucrărilor de modernizare realizate in perioada 2012-2014, înregistrarea performanțelor obținute

-evaluarea gabaritului actual și determinarea numărului optim de sonde pe depozit care să facă față solicitărilor actuale și viitoare ale consumatorilor

-modelarea și simularea de rezervor

-analiza infrastructurii

-evidențierea lucrărilor de investiții necesare (sonde noi, modernizări sonde, colectoare)

-perioada de analiză de 25 de ani

-creșterea flexibilității depozitului în procesul de extracție

-scenariu de prognoză în vederea utilizării eficiente a capacității de înmagazinare care să ia în calcul alura și structura procesului, numărul mediu de zile de funcționare pe ciclu, numărul de zile de funcționare la potențial maxim dintr-o perioadă determinată, capacitatea de injecție/extracție rezervată și utilizată zilnic

-cuantificarea în calcul economic a lucrărilor executate până la data întocmirii studiului precumși lucrările de investiți propuse

-actualizarea tarifului de inmagazinare pe baza lucrărilor de investiții prevăzute în studiu

1.4. Proprietățile fizice ale amestecului

1.4.1. Calculul masei moleculare medii a amestecului

Cunoscând masa moleculară a fiecărui component al gazului se calculează masa moleculară a amestecului cu formula: Ma =·Mi [kg/kmol]

unde: yi – este concentrația molară a componentului „i”;

Mi – masa moleculară a compomentului „i” [kg/kmol]

Tabelul 1.2

Ma = (97,2892·16,042 + 1,4679·30,068 + 0,3461·44,094 + 0,0243·58,12 + 0,0814·58,12+0,0228·72,146+0,0219·72,146+0,0007·72,146+0,0173·86,172+0,0015·100,198+0,0005·114,224+0,0000·128,25+0,4397·28,016+0,2858·44,011)·10-2

Ma = 16,561[kg/kmol]

1.4.2. Calculul masei specifice aparente (medie) a amestecului de gaze

Cunoscând masa moleculară a amestecului, masa specifică a amestecului, în condițiile de presiune și temperatură de zăcământ ale sondei B, se calculează cu relația:

ρa===335,861 [kg/m3] (1.1)

unde: Ma – este masa moleculară a amestecului [kg/kmol];

p – presiunea statică de fund [N/m2]

Z – coeficientul de abatere, în condiții de zăcământ;

R – constanta universală a gazelor [N·m/kmol·K];

T – temperatura de zăcământ a amestecului de gaze [K].

Masa specifică a amestecului de gaze, în condiții normale, se calculează cu relația:];

ρa===0,739 [kg/m3

Densitatea relativă a amestecului se calculează cu relația:

δ===0,571

unde:

ρaer – este masa specifică a aerului [kg/m3].

1.4.3. Calculul temperaturii și presiunii pseudocritice

Calculul temperaturilor și presiunilor pseudocritice ale amestecului se vor face pe baza temperaturilor și presiunilor critice ale componenților puri și ale concentrațiilor molare ale componenților în amestec după cum urmează:

Tpcra= [K] ppcra= [bar];

Tabelul 1.3

Tpcra=( 97,2892·190,66 + 1,4679·305,86 + 0,3461·370 + 0,0243·408,14 + 0,0814·425,17+ 0,0228·460,96+0,0219·469,7+0,0007·469,78+0,0173·507,86+0,0015·540,17+0,0005·569,36+0,0000·595,16+0,4397·126,16+0,2858·304,2)·10-2

Tpcra=193,198 [K];

ppcra=(97,2892·45,7 +1,4679 ·49 +0,3461· 42 + 0,0243·35 + 0,0814 ·34,5+ 0,0228·32,9+0,0219·33,1+0,0007·33,1+0,0173·29,92+0,0015·26,8+0,0005·24,7+0,0000·22,5+0,4397·33,49+0,2858·73)·10-2

ppcra=45,738 [bar]

1.4.4. Calculul factorului de neidealitate „Z”

a) Calculul factorului de neidealitate al amestecului gazos se face pe baza legilor amestecurilor de gaze. Apelând la legea lui Amagat se scrie pentru componentul „i”:

p·Vi=ni·Zi·R·T

unde: p – este presiunea la care se află amestecul de gaze [bar];

Vi – volumul ocupat de componentul [m3];

ni – numărul de kmoli din componentul „i” [kmoli];

R – constanta universală a gazelor [J/kmol·K];

T – temperatura la care se află amestecul de gaze [K];

Zi – factorul de abatere al componentului „i” care este funcție de presiunea și temperatura amestecului de gaze. Zi=f

unde: pcri – este presiunea critică a componentului „i” [bar]

Tcri – temperatura critică a componentului „i” [K].

După însumare pentru toți componenții rezultă:

p·V=R·T · deci:

Za=

unde: y – este concentrația molară a componentului „i”;

La această metodă Zi se obține pe baza corelației Dranchuk-Purvis-Robinson pentru sonda D, în condiții de zăcământ:

Z=1++=0,930

Tpr===1,682

ppr===2,842

pr===0,456

Coeficienții A1÷A8 au următoarele valori:

Tabelul 1.4

Corelația dă rezultate foarte bune pentru compoziții ale amestecurilor de gaze hidrocarburi și ne-hidrocarburi, provenite din zăcămintele de gaze din țara noastră, comparativ cu corelațiile Istomin, Standing-Katz și McCain Jr.

Domeniul de aplicabilitate pentru parametrii pseudoreduși este:1,05 < Tpr < 3,0

0,2 < ppr < 3,0

1.4.5. Calculul vâscozității dinamice a amestecului de gaze

Vâscozitatea gazelor reale nu este constantă, ci variază cu presiunea și temperatura:

a) Vâscozitatea dinamică funcție de temperatură, la presiunea atmosferică, poate fi calculată cu relația lui Sutherland: = [N·s/m2]

unde :- – este vâscozitatea dinamică la 0 ºC a componentului „i” [N·s/m2];

– vâscozitatea dinamică la t ºC a componentului „i” [N·s/m2];

T – temperatura [K];

Ci – constanta lui Sutherland pentru componentul „i”.

b) Vâscozitatea dinamică a amestecului de gaze, pentru sonda 101, la presiunea atmosferică și temperatura de zăcământ se calculează cu relația lui Herning Zipperer astfel:

==12,855·10-6 [N·s/m2]

Unde :yi – este concentrația molară a componentului „i”;

Mi – masa molară a componentului „i” [kg/kmol];

Tcri – temperatura critică a componentului „i” [K];

i vâscozitatea dinamică a componentului „i” la temperatura T=325,15K, [N·s/m2].

Tabel 1.5

În funcție de presiunea pseudoredusă și temperatura pseudoredusă din diagramă se determină μ/μ1 unde:

μ – vâscozitatea dinamică a amestecului în condiții de presiune și temperatură de zăcământ;

μ1 = μat – vâscozitatea dinamică a amestecului la presiunea amosferică și temperatura T.

Pentru presiunea pseudoredusă ppr=2,842și temperatura pseudoredusă Tpr=1,682 din diagramă raportul este egal cu 1,15.Vâscozitatea amestecului se obține cu relația:

=·=12,855·10-6·1,15=14,783·10-6 [N ·s/m2];

1.4.6. Căldura specifică izobară a amestecului

Cunoscând participarea fiecărui component (fracții masice) yi și căldurile specifice izobare ale fiecărui component se poate determina căldura specifică masică izobară a amestecului de gaze la sonda A, în condiții de zăcământ, ca medie ponderată:

cp= [J/kg ·K];

unde: yi – este concentrația molară a componentului „i”;

cpi – căldura specifică izobară a componentului T [J/kg ·K].

Căldura specifică izobară a componentului „i” se va determina cu ajutorul următoarei relații: cpi=Ai+Bi ·T+Ci ·T2+D ·T3

unde: T – este temperatura la care se calculează căldura specifică [K];

A,B,C,D – constante ale ecuației pentru fiecare component al amestecului gazos. Valorile acestora sunt prezentate în tabelul 1.6

Tabel 1.6

Cp = 97,2892·2400+1,4679·1982 +0,3461 ·1799 +·0.0243·1917 +0,0814 ·1918 + 0,0228·1894 +0,0219 ·1906 + 0,0007·1906 +0,0173 ·1900 +0,0015 ·1895+ 0,0005·1875+0,0000·1885+0,4397·1040+0,2858·894,800

Cp = 2380,647 [kJ/kg·K]

Capitolul 2. ECHIPAREA SONDELOR DE GAZE

2.1. Echipamentul de adâncime

2.1.1. Țevile de extracție

a) Rolul țevilor de extracție

Țevile de extracție (tubing) sunt țevi din oțel care se utilizează pentru realizarea coloanelor de extracție. Ca și în cazul sondelor de țiței, la sondele de gaze se folosesc coloane de extracție pentru a proteja coloanele de exploatare împotriva acțiunii corozive și abrazive a fluidelor extrase. De asemenea coloanele de extracție se utilizează pentru executarea unor lucrări și operații la sondă ca instrumente, tratamente, circulații cu diferite fluide, fixări și degajări de packere și dopuri, pistonări, denivelări, injectări de fluide sub presiune, etc.

b) Caracteristicile tehnice ale țevilor de extracție

Date fiind condițiile deosebite și variate în care sunt utilizate coloanele de extracție este evidentă necesitatea ca țevile din care realizăm aceste coloane să prezinte calități mecanice deosebite. Caracteristicile tehnice ale țevilor de extracție sunt reglementate în STAS 824-80, elaborat în concordanță cu normele API.După forma capetelor, acestea se clasifică în următoarele categorii:-țevi de extracție cu capete ne-îngroșate (CN);

– țevi de extracție cu capete îngroșate la exterior (CÎ);

-țevi de extracție cu mufă din corp (MC).

După caracteristicile mecanice ale oțelurilor din care se confecționează, țevile de extracție se fabrică în următoarele clase de rezistență: H-40; J-55; C-75; N-80; P-105.

Caracteristicile oțelurilor din care se confecționează țevile de extracție sunt prezentate în tabelul 2.1.

Tabelul 2.1.

Compoziția oțelurilor din care se confecționează țevile de extracție se stabilește astfel încât aceasta să reziste la acțiunea corozivă a fluidelor extrase. Din practica de șantier s-a constatat că oțelurile moi sunt mai rezistente la coroziune.

c) Îmbinările țevilor de extracție.

Îmbinările țevilor de extracție sunt concepute astfel încât aceasta să asigure rezistența necesară la intinderea dată de greutatea proprie plus alte sarcini ce apar în timpul diferitelor lucrări și operațiuni ce se execută în sondă uneori combinată cu o diferență de presiune între interiorul și exteriorul coloanei de extracție. De asemenea îmbinarea trebuie să asigure etanșeitatea coloanei de extracție.

– Țevi de extracție Hydrill au caracteristic filetul care este dublu cu profil aproape trapezoidal cu flancurile inferioare rotunjite.

– Țevi de extracție Alias Bradford. Îmbinarea acestor țevi este de tip mufă din corp cu filet fierăstrău și etanșare suplimentară cu inel de teflon.

– Țevi de extracție Graylock tip B la care îmbinarea este de tip mufă din corp cu filet trapezoidal. Etanșeitatea se asigură cu inel matalic special al cărui rol de etanșare crește cu presiunea. Inelul se confecționează din oțel aliat tratat termic.

– Țevi de extracție Armce Seal-leck cu îmbinări de tip ferăstrău asimetric.

– Țevi de extracție Pittsburg-ACME neîngroșate. Îmbinarea se face prin filet ACMF.

d) Solicitările la care sunt supuse țevile de extracție se pot clasifica astfel:

1. solicitări permanente:

– tensiunea axială datorită greutății proprii, tensiune care poate provoca ruperea din corp sau smulgerea din filet;

– tensiunea transversală datorită presiunii exterioare sau interioare din coloană (când țevile sunt goale).

2. solicitări accidentale:

– tensiunea forțată a țevilor în cazul instrumentațiilor de degajare a țevilor prinse;

– flambajul – apare când garnitura se sprijină pe talpă sau se lovește de un obstacol în timpul introducerii;

– turtirea țevilor apare o dată cu turtirea coloanei.

Pentru ca garnitura de țevi de extracție să funcționeze în cele mai bune condiții, vor trebui respectate o serie de măsuri legate de transportul, depozitarea și exploatarea acestora.

e) Dimensionarea țevilor de extracție. Se va dimensiona garnitura de țevi de extracție pentru sonda D la care se cunosc:

– adâncimea sondei H= 2005m

– temperatura la condiții normale T0= 273,15 K

– temperatura la capul de erupție TCE= 299,16 K

– presiunea la capul de erupție pCE= 128bar

– temperatura de zăcământ Tz= 325,15 K

– debitul de gaze Qg= 350000 m3N/zi

– presiunea la șiu pșiu= 136bar

– presiunea în condiții normale p0= 1,01325 bar

Se va calcula diametrul țevilor de extracție c

di= 0,078=0,078 ·=54,512 mm;

Din SR EN ISO 10208/2-2009, se alege:

de STAS = 73mm; dSTAS= 57,4mm;

Pentru ca dimensionarea țevilor de extracție să fie corectă se va pune condiție ca viteza gazului (Vg șiu , Vg ce) să fie mai mică de 10 m/s.

Vg șiu<10 m/s

Vg ce<10 m/s

Vgsiu=;

unde: bgsiu – este factorul de volum al gazelor [m3N/m3];

Ai – aria interioară a țevilor de extracție [m3];

bgsiu=Zce·=0,915 ·

bsiu =0,004736 m3N/m3;

Ai=== 0,004403 m2.

Vgsiu==4,357 m/s;

Vgce=;

bgce=Zce·=0,877 ·=0,00760 m3N/m3;

Vgce==6,992m/s.

Temperatura în capul de erupție a fost estimată în funcție de debitul sondei, cu ajutorul diagramei prezentată la bibliografie [13].

În urma calculului de redimensionare a țevilor de extracție s-au obținut valorile prezentate în tabelul 2.2.

Tabelul 2..2

2.1.1. Packere

a) Rolul Packerelor

Packerele sunt dispozitive cu care se închide spațiul inelar dintre țevile de extracție, prăjinile de foraj, coloane pierdute, etc. și coloana de tubaj a sondei sau pereții găurii de sondă, în care aceste packere se fixează. Primele se numesc packere de coloană, iar ultimele fixate la teren se numesc packere de formațiune.Izolarea cu packere protejează coloana de coroziunea gazelor și presiunile mari din sondă (coloana este mai puțin rezistentă).Pentru mărirea rezistenței tubingului la presiuni mari acest spațiu inelar se poate umple cu fluid special de packer ce va reduce presiunea diferențială.

b) Fixarea packerelor

Packerele se introduc în sondă la adâncimea necesară cu ajutorul țevilor de extracție și funcție de construcție se fixează după cum urmează:

rotirea la dreapta cu un număr de ture;

rotirea tubingului la stânga cu aproximativ o tură;

deplasarea țevilor în sus după angajarea dispozitivului de fixare a packerului, pe o distanță limitată de limita de curgere a materialului;

deplasarea în jos a tubingului după angajarea dispozitivului de armare;

crearea unei presiuni în interiorul țevilor.

c) Clasificarea packerelor

După modul de folosire packerele se clasifică în:

Packere permanente care o dată introduse în sondă nu se mai pot extrage, îndepărtarea lor se face prin frezare motiv pentru care se confecționează numai din materiale frezabile;

Packere recuperabile, se introduc în sondă numai pentru executarea unor operații după care se extrag din s

2.1.3. Duzele de fund

Duzele sunt ajutaje care sunt utilizate pentru stabilirea regimului de extracție al sondei. După locul unde se montează pot fi duze de fund și de suprafață. Duzele de fund se montează pe coloana de extracție în scopul destinderii parțiale sau totale a gazelor cât mai aproape de șiul coloanei de extracție. Montarea duzelor pe coloana de extracție asigură trecerea gazelor prin capul de erupție la o presiune mai mică și regimul de lucru al sondei este mai stabil. De asemenea destinderea gazelor în adâncime permite compensarea parțială a răcirii gazului în urma procesului de laminare, izoentalpică pe seama aparatului geotermic. Acestea sunt motivele pentru care la sondele de gaze cu debite și presiuni mari este indicată utilizarea duzelor de fund.Duzele de fund pot fi:

Duza de fund fixă – se montează într-o mufă între două bucăți de țeavă de extracție;

Duza de fund reglabilă permite modificarea secțiunii de curgere prin rotirea țevilor de extracție sau prin introducerea de la suprafață a unui dispozitiv. Modelele mai noi de duză reglabilă permit modificarea secțiunii de curgere cu ajutorul unor dispozitive care se introduc cu cablu fără a fi necesară omorârea sondei.

Duza de fund mobilă este foarte utilizată în ultimul timp prezentând avantajul că extragerea pentru înlocuire sau control se poate face cu o coruncă care se lansează dintr-un cap de lansare, cu cablu fără a fi necesară omorârea sondei. Duza mobilă propriu-zisă se fixează într-un niplu de fixare sau dispozitiv port-duză în prealabil montat în coloana de extracție.

Duza de fund diferențială este astfel cocepută încât se închide automat când viteza gazelor depășește o anumită valoare.

Fig. 2.2. Vedere sectiune duza reglabila.

2.1.4. Șiul țevilor de extracție

a) Rolul șiurilor țevilor de extracție

Șiul are rolul de a asigura ghidarea capului de jos a coloanei de extracție la introducerea în sondă. De asemenea, este astfel conceput încât asigură ghidarea aparatelor și sculelor ce trec prin el. Șiul are diametrul interior mai mic decât cel mai mic diametru interior al coloanei de extracție pe care se echipează. La extragerea coloanei de extracție din sondă, șiul ne asigură de integritatea coloanei de extracție; lipsa șiului indică faptul că o parte din coloană este rămasă în sondă.

b) Caracteristicile tehnice ale șiurilor țevilor de extracție

Șiurile se confecționează din OLC 65. Suprafețele interioară și exterioară trebuie să fie netede și să nu se prezinte defecte de prelucrare.

2.2. Echipamentul de suprafață

2.2.1. Elementele componente ale echipamentului de suprafață

Într-o schelă de gaze instalațiile tehnologice au rolul de a asigura curgerea gazelor din sondele productive, în conducta magistrală în condițiile exploatării raționale a zăcămintelor, deci un consum moderat de energie de zăcământ și de eficiență economică în ceea ce privește transportul gazelor spre consumatori.

O instalație tehnologică trebuie să îndeplinească următoarele funcțiuni în exploatarea zăcămintelor de gaze:

închiderea și deschiderea sondei;

separarea și reținerea impurităților de gaze: lichide (apă și hidrocarburi lichide) și solide (nisip, noroi, sfărâmături de roci);

reglarea presiunii gazelor pentru alimentarea caloriferului cu gaze la joasă presiune.

O condiție esențială ce apare la transportul gazelor este că pe întreg traseul de la capul de erupție până la consumatori să nu apară apa liberă sau hidrocarburi lichide.

Neajunsurile provocate de impurități sunt:

corodarea interioară a conductelor;

reducerea secțiunii de trecere a gazelor ca urmare a unor depuneri sau existența altor faze cu efect în micșorarea debitelor de gaze vehiculate și mărirea puterii consumate în instalația de comprimare;

pericol de distrugere a agregatelor de comprimare;

pericol de formare a criohidraților (în anumite condiții de presiune și temperatură) ce pot duce la blocarea totală sau parțială a conductei.

Condițiile pe care trebuie să le îndeplinească gazele transportate prin conducte în țara noastră sunt următoarele: conținut de apă de 0,1 g vapori apă/m3 și 0,01 g solide/m3 conform prevederilor STAS 3317/67 ce reglementează calitatea gazelor transportate prin conducte.

În cazul instalației tehnologice are loc o reducere din presiunea inițială a gazelor prin laminare însoțită de o scădere a temperaturii gazului. Dacă temperatura gazului la ieșirea din duză este scăzută se pot produce obturări datorită înghețării, de aceea gazele trebuie încălzite imediat după laminare.Elementele componente ale instalațiilor tehnologice a zăcămintelor de gaze se aleg și se amplasează pe teren pentru fiecare sondă în parte ținând cont de: parametrii de exploatare ai sondei, presiuni, temperaturi, debite de gaze, apă, hidrocarburi lichide, presiunea în conductele colectoare (treapta de presiune la care se va cupla sonda), treapta energetică, configurația terenului, distanța de la sondă până la grupul de instalații tehnologice de suprafață.Pentru alegerea celui mai indicat tip de linie tehnologică este necesar să se cunoască atât calitatea gazelor extrase cât și parametrii de transport. Linia tehnologică folosită la sondele de gaz metan de pe structura Bilciurești cuprinde

cap de erupție, ventil colțar, conducta de aducțiune, calorifer, duză reglabilă, acumulator de impurități lichide, regulator de joasă presiune pentru alimentarea cu gaze a încălzitorului, racord la conducta colectoare de gaze.

După modul de alegere și combinare a elementelor unei linii rezultă următoarele tipuri de linii tehnologice:

cap de erupție, ventil colțar, conducta de aducțiune, duză la intrarea în separator, separator de impurități solide și lichide, poligon de măsurare, record la conducta colectoare de gaze;

cap de erupție, ventil colțar, conducta de aducțiune, acumulator de impurități lichide și solide, duzii, încălzitor de gaze, poligon de măsurare, regulator de joasă presiune pentru încălzitor, conducta de racord la conducta colectoare;

cap de erupție, ventil colțar, conducta de aducțiune, duză, încălzitor de gaze, acumulator subteran de lichide, poligon de măsurare, racord la conducta colectoare;

cap de erupție cu instalația de lubrrifiere cu glicol, ventil colțar, conducta de aducțiune, duză, încălzitor, stație centrală de separare și deshidratare a gazelor, racord la conducta colectoare.

La capul de erupție cu duză reglabilă (ventilul colțar) se realizează o laminare parțială astfel că temperatura gazelor pe conducta de aducțiune dintre sondă și calorifer este menținută deasupra temperaturii de formare a criohidraților, laminarea completă urmând să se facă în calorifer.Ținând cont că instalația este desfășurată, aparatele de măsură termometru și manometru sunt greu de urmărit și procesul de exploatare din această cauză nu poate fi menținut la parametrii opționali. De aceea se precizează înlocuirea treptată cu traductoare ce transmit impulsuri electrice capabile de transmisii fidele și pe distanțe mari.

Instalația mai este prevăzută cu supape de siguranță cu membrană sau contragreutăți, supape care funcționează la creșterea presiunii peste valoarea stabilită ca presiune periculoasă.

În schema alăturată este prezentat procesul de înmagazinare gaze naturale pe structura Bilciurești.

2.2.2. Instalația tehnologică de la gura sondei

2.2.2.1. Capete de coloană

Capetele de coloană se utilizează pentru suspendarea coloanelor de burlane și pentru închiderea ermetică a spațiului inelar dintre ele. Capetele de coloană se construiesc de diverse tipuri și dimensiuni și sunt alcătuite din diferite piese de mare rezistență și anume: flanșe, pene, elemente de etanșare și asamblare.

Componența ansamblului capetelor de coloană:

flanșa cu mufă;

flanșa dublă;

flanșa inermediară;

dispozitiv pentru suspendarea țevilor de extracție;

bonetă.

La stabilirea componenței ansamblului capului de coloană se ține seama de: programul de tubaj, presiunea de lucru în fiecare coloană, dimensiunile ieșirilor laterale ale flanșelor și tubing.Dispozitivul pentru suspendarea țevilor de extracție se montează pe ultima flanșă dublă a capătului de coloană și are rolul pe lângă susținerea țevilor și de a etanșa spațiul inelar dintre coloana de exploatare și țevile de extracție, de a permite circulația directă sau indirectă pentru pornirea sau omorârea sondei.

Dispozitivele de suspendare se deosebesc prin modul de fixare a țevilor de extracție: prin înșurubare sau rezemare. Dispozitivul de suspendare prin înșurubare asigură o etanșare mai bună în special la gaze, în timp de dispozitivul de suspendare prin rezemare oferă posibilitatea de manevră a țevilor de extracție sub presiune.După destinație deosebim două tipuri de dispozitive, tip T (pentru sondele de țiței) și tip G (pentru sondele de gaze).

Dispozitivul de suspendare tip G este construit din flanșă redusă în care se înșurubează direct țevile de extracție. Planșa superioară este redusă, servind la montarea directă a capului de erupție, fără bonetă. Dispozitivele de suspendare atât T cât și G se construiesc pentru presiuni de 70, 140, și 250 bar.

2.2.2.2. Capul de erupție

Capul de erupție este un ansamblu de ventile și flanșe duble cu care închidem sonda fiind posibile operațiile de circulație directă și indirectă precum și producerea sondei prin țevi, prin coloană sau simultan prin țevi și coloană în condiții de siguranță pentru personalul operativ. Capul de erupție mai cuprinde și elemente care servesc la reglarea fluidelor extrase sau la închiderea sondei. Capul de erupție trebuie să reziste la presiunea fluidelor extrase, la acțiunea corozivă a acestora precum și la acțiunea abrazivă a particulelor de rocă eventual antrenate din strat de către fluidele extrase.

Capetele de erupție pot fi formate prin asamblarea elementelor componente sau pot fi confecționate monobloc. Ventilele cu care se formează capul de erupție pot fi de tipul robinet cu pană sau de tipul robinet cu sertar paralel. Simbolul capului de erupție precizează tipul (mono bloc sau asamblat), cu câte brațe este montat, câte robinete are pe linia principală, ce diametru are și care este presiunea nominală. Dacă în simbol apare litera C, această semnifică calitatea anticorosivă a oțelului din care este confecționat.

În industria extractivă de gaze din România se utilizează capul de erupție cu un singur braț care se fixează la coloană prin înșurubarea la ventilul principal.

Elementele componente ale capului de erupție se confecționează din oțeluri de calitate superioară pentru a rezista la presiunea de lucru dn sondă cât și la abraziunea nisipului antrenat din strat de către fluxul de fluide.

În figura 2.2. este prezentat un cap de erupție asamblat (CEA-11), un braț și un ventil principal. El se compune din dispozitivul pentru susținerea țevilor de extracție 1 peste care se montează boneta 2, apoi ventilul principal 3 și crucea monobloc 4. Crucea are o latură închisă cu flanșă oarbă 5. În sus se continuă cu ventilul superior 6 și cu flanșa oarbă 7. Brațul capului de erupție este format din ventilul 8 și teul 9 la care se atașează caseta duzei fixe 10 prevăzută cu dopul cu închidere rapidă și autoîmpănare 11. Caseta 10 mai este prevăzută cu niplul 12 la care se montează un robinet de scurgere 13 de diametru mic. Caseta duzei se continuă cu ștuțul 14 care face legătura cu conducta de gaze (de aducțiune) nefigurată în acest desen.Pe ieșirile laterale ale dispozitivului pentru susținerea țevilor de extracție se montează ventilele legăturilor de coloană 15 după care urmează teul 16 care se leagă la teul 9 prin bastonul 19 și ventilul bastonului 20.

Fig. 2.2. Cap de erupție asamblat, cu un singur braț și un singur rând de ventile.

De asemenea la teul 16 se montează supapa de reținere 17 cu flanșa oarbă 18 în partea diametral opusă legăturii la coloană se montează, prin intermediul unui ventil, o flanșă 24 prevăzută cu niplu și teu pentru manometrul 26 și robinetele de diametru mic 25.

Crucea 4 este prevăzută cu o mufă 21 cu filet conic de ½ in pentru termometre și o mufă de ¾ in cu robinetul 22 pentru manometrul 23.

Capetele de erupție se construiesc pentru presiuni de 140, 210, 350, 700 și 1050 bar.

Capetele de erupție utilizate pe structura Biliciurești sunt de 21/2 in x 104bar, 21/2 x 210bar și 3 in x 210 bar.

2.2.3. Instalația tehnologică de suprafață propriu-zisă

2.2.3.1. Duza de suprafață

Duzele sunt ajutaje care sunt utilizate pentru stabilirea regimului de extracție al sondei. Duzele pot fi fixe (cu secțiunea de curgere constantă) sau reglabile (cu secțiunea de curgere reglabilă).

Port duza este o piesă în formă de T care face legătura între brațul capului de erupție de înaltă presiune și cel de joasă presiune. În interior port duza are un locaș conic în care se fixează duza și se strânge cu o piuliță (de siguranță). La partea superioară, port duza are un dop care se strânge pentru etanșare cu o piuliță rapidă. Rolul dopului este de a permite accesul la duză, pentru control sau înlocuire. Port duza are și o priză pentru scurgerea presiunii.

Tabelul 2.2.1.

Duza fixă este o piesă metalică de formă tronconică, cu orificiu pe interior. Diametrul orificiului este în funcție de necesităție impuse de regimul tehnologic al sondei la care se folosește. Datorită reducerii diametrului, la trecerea prin duză are loc o creștere mai mare de viteză, care, asociat cu impuritățile mecanice din fluidul din sondă, provoacă o abraziune puternică, ce deformează orificiul duzei. Din acest motiv, duzele se confecționează din materiale foarte dure.Debitul se calculează cu următoarele relații:

pentru p2/p1<0,55 curgerea este supersonică; q=c·p1

în care q – este debitul în m3/zi; p1 și p2 sunt presiunile gazelor la intrarea, respectiv ieșirea, din duză, în bar, iar c este coeficientul de debit al duzei. Valorile coeficientului c sunt date în tabelul 2.2.1. pentru gaze cu densitatea relativă d = 0,6 și T = 288 K.

Pentru gaze având densitate relativă și altă temperatură a debitului se va calcula cu relația: q= c1·p1

în care coeficientul c1 este dat de relația: c1=

iar c are valoarea corespunzătoare diametrului duzei dată în tabelul 2.2.1, d – este densitatea relativă a gazului în raport cu aerul, iar T este temperatura gazului în K.

pentru 0,8 > p2 /p1 > 0,55 curgerea este subsonică, iar debitul se calculează cu relația: q=c ·;

în care c are valoarea corespunzătoare diametrului duzei, prezentată în tabelul 2.2.1, p1 și p2 sunt presiunile în amonte și respectiv în aval de duză în bar și se obține q în m3N/zi.

Dacă gazul are altă densitate relativă d în raport cu aerul și altă temperatură T, debitul se calculează cu relația: q=c1 ·

în care c1 este cel calculat mai sus.

Calculul de dimensionare a duzelor:

Datele sondei D:

q = 350000m3N/zi;

p1 = 128 bar;

p2 = 40 bar;

T = 299,15 K;

D = 0,076.

Raportul ==0,312, deci curgerea este subsonică.

Coeficientul de debit al duzei este:

==3019,24m3N/zi ·bar;

În funcție de valoarea coeficientului de debit c, din tabel se citește valoarea diametrului duzei: pentru c = 3239,1 D = 14,5 mm.

În prezent sonda este echipată cu o duză de diametru D = 11mm. Conform dimensionării, pentru debitul și presiunile actuale, ar trebui montată o duză cu diametrul D = 14,5mm.Diametrele duzelor folosite în prezent și cele calculate pentru sondele aflate în studiu sunt prezentate în tabel

Tabelul 2.3.

Fig..2.3. Duză reglabilă (ventil colțar)

Duza reglabilă se mai numește și ventil colțar, se montează la capul de erupție și este utilizată pentru reglarea debitului de gaze și pentru închiderea sondei. În cazul sondelor de mare presiune se pot înseria două duze reglabile, în care caz duza din amonte este utilizată numai pentru reglarea debitului, iar duza din aval este utilizată pentru închiderea sondei.

Se folosește la punerea în producție a sondelor, până la curățirea stratului de noroi sau de nisip, întrucât duzele fixe se înfundă ușor cu impuritățile antrenate din stratul productiv.

În funcție de secțiunea asigurată prin deschiderea ventilului colțar, se stabilește un debit optim al sondei. Acest debit depinde de condițiile din amonte, dacă valoarea raportului între presiunea gazului la capul de erupție și presiunea gazelor la conductă este supracritică și în funcție de condițiile din amonte și presiunea din aval, dacă raportul presiunilor are o valoare subcritică. La sondele care lucrează în regim de presiune supracritică, laminarea produsă în regiunea ventilului colțar se poate înlocui cu laminarea produsă într-o diafragmă montată, în general, după ventilul colțar. În acest caz, ventilul colțar rămâne să fie folosit numai ca ventil de închidere al sondei.Sondele de pe structura Bilciurești sunt echipate cu duze reglabile. În cazul proiectului laminarea se face printr-o duză montată la capul de erupție. În figura 2.4 este prezentată o duză reglabilă.

Pierderile de temperatură prin laminare

În urma laminării datorită scăderii bruște a presiunii, are loc o scădere a temperaturii, determinând în cele mai multe cazuri formarea criohidraților.

În scopul înlăturării acestui impediment, se determină scăderea de temperatură a gazelor datorită laminării lor la trecerea prin duză.

Cunoscând diferența de presiune: Δp = p1 – p2 [bar];

unde: p1 – reprezintă presiunea la intrarea în duză [bar];

p2 – presiunea la ieșirea din duză [bar];

Temperatura după laminare va fi:

unde: T1 – este temperatura la intrarea în duză [K];

ΔT – pierderea de temperatură ca urmare a laminării.

Pierderile de temperatură se vor citi din diagrama prezentată în figura 1.29, în funcție de presiunea de intrare în duză și căderea de presiune [13].

Valorile sunt prezentate în tabelul 2.4.

Tabelul 2..4.

2.2.3.2. Caloriferul

Este cunoscut faptul că gazele naturale au temperatura variabilă de-a lungul traseului pe care îl parcurg începând din dreptul perforaturilor și continuând cu ascensiunea lor prin tubing sau/și coloană, zona de suprafață tubing sau coloană, capul de erupție, traseul conductei de aducțiune, etc.Pe timpul iernii (dar nu numai în acest anotimp) temperaturile coborâte ale gazului pot produce perturbații în exploatarea instalațiilor tehnologice.

Analizele de laborator privind compoziția gazelor naturale au demonstrat faptul că pe lângă componentul de bază (gazul metan) există în diferite procente și alte gaze condensate, impurități mecanice.În sistemul de colectare al gazelor naturale de pe o anumită direcție de consum este necesar ca în anumite etape ale exploatării sondelor să existe presiuni relativ constante lucru realizabil prin folosirea unor orificii calibrate care realizează atât curgerea laminară a gazului, cât și o diferență de presiune în amonte și aval de orificiul de ștrangulare. Curgerea gazelor prin aceste orificii implică o scădere a temperaturii lor.

Reconsiderând cele prezentate mai înainte corelate cu anumite condiții de temperatură și presiune rezultă că apar unele perturbații în procesul exploatării instalațiilor aferente sondelor de gaze naturale. Materializarea lor se traduce prin formarea criohidraților care sunt substanțe solide, cu aspect de zăpadă compactizată și care se formează în anumite condiții de temperatură și presiune prin asocierea apei cu gazele.

Formarea criohidraților în conductele de aducțiune sau în unele cazuri în conductele colectoare de diametre mari contribuie semnificativ la obturarea zonei de curgere a gazelor. Implicațiile apariției criohidraților sunt intuitive.

Prevenirea formării dopurilor de criohidrați este posibilă prin încălzirea gazului până la o anumită valoare de temperatură incompatibilă domeniului în care ei s-ar forma. Instalația tehnologică prin care se realizează creșteri ale valorilor temperaturilor gazelor pentru care formarea criohidraților este imposibilă poartă denumirea de încălzitor de gaze sau calorifer.

Funcționarea precum și exploatarea unui încălzitor de gaze este relativ simplă dacă bineînțeles se ține cont de anumite prescripții tehnice și de normele specifice de protecția muncii pentru utilizarea caloriferelor.

Gazele arse cu o temperatură ridicată cedează o bună parte din energia termică spațiului în care se află tubulatura încălzitorului. Cedarea energiei termice se face dinspre partea interioară spre zona superioară a cuvei tubulaturii. Încălzirea gazelor care circulă prin tubulatură se realizează prin transferul temperaturii apei din cuva țevilor componente. La începutul funcționării încălzitorului de gaze Q1 > Qi, dar pe măsură ce timpul trece, există tendința ca Qi = ct. și se poate constata prin măsurători că temperatura de ieșire a gazelor din încălzitor este mai mare decât cea de intrare. Realizarea temperaturii care este stabilită prin calcule exclude posibilitatea formării criohidraților. De asemenea tot prin calcule se determină dacă montarea unui încălzitor de gaze pe traseul conductei este optim sau nu.

Datele program care stau la baza calculului utilizării caloriferelor se referă la presiunea statică a sondei, presiunea colectoare, umiditatea gazului, temperatura gazului la trecerea prin orificiul calibrat, lungimea conductei, ș.a.

Este știut faptul că pe parcursul exploatării zăcământului gazeifer parametrii fundamentali ai acestuia, presiunea de zăcământ, rezerva de gaze, variază întotdeauna în sensul descreșterii lor. De aceea în anumite etape de exploatare a zăcămintelor de gaze se refac calculele privind sensul existenței și funcționării încălzitorului de gaze. Dacă valoarea temperaturii ce rezultă din aceste calcule corelată cu presiunea de zăcământ și cea din conducta colectoare are valori compatibile formării criohidraților, folosirea caloriferelor nu mai are sens.

Pentru încălzirea gazelor se pot folosi mai multe tipuri de încălzitoare ca:

încălzitorul indirect cu baie de apă;

încălzitorul indirect de tip generator;

încălzitorul tip gaz metan.

Descriere generală a tipului de calorifer pe structura Bilciurești

Caloriferele automatizate pentru sonde de gaz metan sunt de tipul cu baie de apă cu încalzire indirectă. Au rolul de a preîncălzi gazele naturale înainte de laminare. Coform principiului Joule – Thompson, gazul natural se răcește în timpul laminării, favorizând apariția criohidraților.

La caloriferele automatizate pentru sonde, energia de încălzire este furnizată de gazele arse fierbinți din camera inversoare prin fasciculul de țevi. La acest tip de calorifer gazul de ardere este asigurat separat.Aceste calorifere nu sunt sensibile la intemperii și deci pot fi montate în aer liber, ele fiind prevăzute cu izolații termice și acoperite la exterior cu un înveliș de tablă de aluminiu.

Structura constructivă

Caloriferele au o manta pentru apă, orizontală, în care printr-un capăt este introdus în baia de apă un fascicul de țevi pentru gaze arse, iar prin celălalt câte un fascicul de țevi de înaltă presiune (pentru gaze). Rezultă o separare între fasciculul de țevi de înaltă presiune și sistemul de ardere, astfel sunt îndeplinite cerințele tehnice de siguranță.

Fasciculul pentru gaze arse la acest calorifer este așezat sub fasciculul de țevi de țnaltă presiune. În acest mod, convecția liberă din baia de apă este folosită complet.

Fasciculul pentru gaze arse se compune dintr-o țeavă de flacără, o cameră de întoarcere și dintr-un schimbător de căldură a gazelor arse. În țeava de flacără se desfășoară arderea gazelor.

Gazele arse fierbinți ajung în camera inversoare unde sunt conduse în țevile pentru gaze arse, transferând energia lor spre amestecul apă – glicol. Amestecul de 34/66% garantează o protecție antiîngheț de până la -20°C. Randamentul termic de ardere este ≥85%. Gazele arse din țevile aferente sunt conduse prin camera colectoare spre coșul de evacuare care este dimensionat astfel încât să aibă un tiraj optim. La ieșirea din coș există un capac deflector care permite evacuarea gazelor arse în orice condiții de mediu. Arzătoarele cu aer aspirat sunt montate în cofret, fiind ferite de intemperii. Camera arzătorului are pereții izolați fonic și este prevăzută cu o ușă dublă la intrare.

Gazele naturale parcurg cu presiune înaltă fasciculul de țevi de înaltă presiune și se încălzesc prin transferul de căldură de la baia de apă. Purtătorul de căldură este un amestec de apă – glicol. Dilatația termică a băii de apă este preluată de volumul suficient al domei. Pentru a diminua pierderile de căldură, mantaua de răcire cu apă, camera de colectare gaze arse și coșul sunt toate izolate termic. Izolația este în același timp și protecție contra atingerii directe.

Caloriferul este montat pe un cadru stabil, pe care sunt amplasate și elementele de reglare gaze arse, arzătorul cu automatul BM 751 și cofretul.

CARACTERISTICI TEHNICE

CARACTERISTICI DIMENSIONALE

Codificare: exemplu:

CSG 50 64

Presiune nominală Pn = 64

Diametru nominal intrare–ieșire gaz tehnologic Dn=50

Calorifer tip CGS

În figura 2.4.a. este prezentat caloriferul de gaz metan.

Fig. 2.4.b. Calorifer pentru sonde de gaz metan

Fig. 2.5. Schema caloriferului.

2.3. Măsurarea gazelor naturale

Instalația de măsurare a debitului de gaze este instalația care permite stabilirea debitului de gaze și are în componența ei un panou tehnologic de măsurare a gazelor precum și aparatura propriu-zisă care furnizează datele inițiale de calcul electiv al debitului de gaze.

Aparatele pentru măsurarea presiunii sunt clasificate după următoarele criterii:

după valoarea presiunii:

manometre pentru măsurarea presiunii;

vacuum metre pentru măsurarea vidului;

manovacuummetre pentru măsurarea suprapresiunii și a vidului;

barometre pentru măsurarea presiunii atmosferice.

după destinație:

aparate etalon pentru măsurarea presiunilor cu precizie metrologică și care servesc la reproducerea și păstrarea unităților de măsură a presiunilor;

aparate model pentru măsurarea presiunilor cu o precizie mai mică decât cea metrologică și care servesc lucrărilor de verificare a aparatelor de măsură;

aparate de lucru pentru măsurarea presiunilor, servind la măsurătorile curente de presiune.

după principiul de funcționare::

aparate cu element elastic;

aparate cu lichid;

aparate cu piston;

aparate electrice;

aparate combinate;

Măsurarea debitului de gaze se poate face cu ajutorul următoarelor aparate:

debitmetre cu discuri;

contoare volumetrice;

tubul Pitot-Prandtl;

manometre diferențiale;

debitmetre diferențiale;

contoare rotative;

contoare masice.

În industriile extractivă și de transport a gazelor naturale, la instalațiile de măsurare se folosesc cu precădere manometre diferențiale cu plutitor, unde căderea de presiune se înregistrează pe o diafragmă, care prin planimetrare dă cantitatea de gaze pe durata de timp înregistrată.Fiecărei sonde de gaze naturale i se poate calcula debitul de gaze, deoarece panoul tehnologic de măsurare a debitului de gaze sau poligonul de măsură a debitului de gaze este propriu sondei respective.

Pe structura Bilciurești debitul de gaze este măsurat cu ajutorul unor manometre diferențiale cu înregistrator tip FOXBORO, ale căror caracteristici sunt: hmax = 1,250, 2,500, 5,000 mm H2O; pmax = 100 bar. Aceste manometre sunt montate pe colectorul fiecărui grup de sonde.Măsurarea debitului de gaze injectate se face și la panoul de măsură, amplasat în incinta stației de comprimare Butimanu, ce este alcătuit din două linii de măsură, linii ce au ca element primar diafragma. Aceste linii aparțin S.N.G.N. ROMGAZ S.A. Mediaș.

Măsurarea debitului de gaze extrase și predate în conductele magistrale ale S.N.T.G.N. TRANSGAZ S.A. se face, de asemenea, și la panoul de măsură, prin intermediul a trei linii după cum urmează:

linie de măsură echipată cu diafragmă ce aparține S.N.GN. ROMGAZ S.A. – Sucursala Ploiești (fiind una din cele două linii pe care se primesc gaze în ciclul de injecție);

două linii de măsură echipate cu ajutaj ce aparțin S.NTGN. TRANSGAZ S.A. – Regionala București.

În condițiile în care toate cele trei linii de măsură sunt echipate cu înregistratoare locale de presiune diferențială și statică tip FOXBORO de aceleași caracteristici (hmax; pmax; tºC), debitele care se măsoară pe cele trei fire reprezintă din totalul cantității de gaze vehiculate zilnic următoarele cantități:

linia de măsură aparținănd ROMGAZ circa 30%;

linia de măsură aparținând TRANSGAZ circa 70%.

Sistemul actual de măsură al gazelor înmagazinate respectiv extrase generează erori datorate în principal următoarelor cauze:

imposibilitatea utilizării aceluiași panou de măsură la cele două cicluri;

utilizarea a două tipuri de elemente primare (diafragmă și ajutaj) cu precizii diferite, pentru măsurarea gazului livrat, față de un singur element primar (diafragmă), pentru măsurarea gazului înmagazinat;

geometria celor patru linii de măsură, din punct de vedere al ISO 5167 – 2007 este discutabilă ținând cont de prescripțiile stndardizate referitoare la lungimile amonte și aval ce trebuie respectate în cazurile când există schimbări de direcție sau armături montate înaintea elementelor primare.

2.4. Calculul variației parametrilor de stare

2.4.1. Calculul variației presiunii gazelor în țevile de extracție

2.4.1.1 Aspecte teoretice

Ecuația generală de curgere a gazelor prin conducte este următoarea:

= ·+ ;

unde: p1 – este presiunea la capătul inițial al conductei [N/m2];

p2 – presiunea la capătul final al conductei [N/m2];

M – masa moleculară a gazului [kg/kmol];

g – accelerația gravitațională [m/s2];

L – lungimea conductei între capătul inițial și cel final [m];

α – unghiul dintre axa conductei și planul orizontal;

Z – factorul de abatere pentru condiții de stare medii (pm, Tm);

pm = ; Tm = ;

R – constanta universală a gazului;

λ – coeficientul de pierderi liniare de sarcină hidraulică, a cărui valoare se stabilește în funcție de regimul de curgere;

G – debitul masic scurs prin conductă [kg/s];

di – diametrul interior al conductei [m];

S – secțiunea de curgere a conductei [m];

În cazul sondelor de gaze α = 90°, sin α = 1, astfel că pentru ascensiunea gazelor în sonde ecuația generală are forma:

= ;

Această ecuație poate fi particularizată pentru următoarele cazuri:

Sonda de gaze închisă.

Pentru acest caz G = 0 fiindcă debitul de gaze este zero și rezultă:

în care L este adâncimea de fixare a șiului coloanei de extracție, p2 este presiunea citită la manometrul de la capul de erupție, iar p1 este presiunea gazelor la șiu. Celelalte notații au semnificațiile prezentate anterior.

Variația presiunii în coloane dimamice de gaze și anume:

b.1. Extracția gazelor se face prin coloana de extracție

Pentru acest caz D devine diametrul interior al coloanei de extracție (di), iar secțiunea de curgere S se calculează astfel: S = ;

Presiunea la șiu este: p1 =;

b.2. Extracția gazelor se face prin spațiul inelar dintre coloana de extracție și coloana de exploatare.

Pentru acest caz diametrul D se înlocuiește cu diferența Di – de , în care Di este diametrul interior al coloanei de exploatare, de este diametrul exterior al coloanei de extracție, astfel relația devine:

p1 =;

2.4.1.2. Algoritm de calcul

Variația presiunii la ascensiunea gazelor la sonda D ce este exploatată prin țevile de extracție. La această sondă se cunosc următoarele date:

temperatura estimată la capul de erupție TCE = 299,15 K

temperatura la șiu Tșiu = 325,15K;

presiunea în capul de erupție pce =128 bar;

adâncimea sondei H = 2005 m;

diametrul interior al țevilor de extracție di = 0,889 m;

debitul de gaze al sondei q = 366734,81 m3N/zi;

densitatea normală a amestecului ρ0 = 0,739 kg/m3;

masa moleculară a amestecului de gaze M = 16,561 kg/kmol.

Temperatura gazelor în capul de erupție a fost estimată în funcție de debitul sondelor cu ajutorul diagramei prezentate în figura 8.13 de la pct. 13.

Etapa 1 de calcul:

Se estimează presiunea la șiu pșiue = 138,025 bar.

Temperatura medie în țevile de extracție:

Tm = K;

Temperatura pseudoredusă:Tpr=;

Presiunea medie în țevile de extracție:

pm1= bar

Presiunea pseudoredusă:

ppr1=

Determinarea factorului de abatere Z se face pe baza corelației Dranchuk-Purvis-Robinson astfel încât: Zm1 = 0,85.

Masa specifică a amestecului de gaze în condiții de pm1 și Tm este:

99,880 kg/m3;

Viteza gazelor prin țevile de extracție:

21,634 m/s;

Vâscozitatea dinamică a gazelor:

Se citește din grade vâscozitatea dinamică în condiții de presiune normală și temperatura medie μl1=f(M,Tm) = 10,38 ·10-6 Ns/m2;

Din diagramă se determină raportul μ1/μl1 = f(ppr1, Tpr) = 1,48;

Se calculează vâscozitatea dinamică în condiții de Tm, pm1 astfel:

Ns/m2;

Numărul lui Reynolds:

Regimul de curgere a gazelor este un regim turbulent rugos astfel încât coeficientul de pierderi liniare de sarcină se calculează cu ajutorul unei formule propuse de S.N.G.N. ROMGAZ Mediaș.

Debitul masic de gaze scurse prin conductă:

kg/s;

Notăm:

Presiunea la șiu după prima etapă de calcul:

psiu1 = 25,12·105 N/m2 = bar;

Etapa a II-a de calcul:

Se înlocuiește presiunea la șiu estimată pșiue cu presiunea la șiu calculată la etapa anterioară pșiu1 și se reface calculul.

Presiunea medie în țevile de extracție:

bar

Presiunea pseudoredusă:

Determinarea factorului de abatere Z se face pe baza corelației Dranchuk-Purvis-Robinson astfel încât: Zm2 = 0,83.

Masa specifică a amestecului de gaze în condiții de pm2 și Tm este:

kg/m3;

Viteza gazelor prin țevile de extracție:

m/s;

Vâscozitatea dinamică a gazelor:

Se citește din grade vâscozitatea dinamică în condiții de presiune normală și temperatura medie μl2=f(M,Tm) = 11,48 ·10-6 Ns/m2;

Din diagramă se determină raportul μ2/μl2 = f(ppr2, Tpr) = 1,113;

Se calculează vâscozitatea dinamică în condiții de Tm, pm2 astfel:

Ns/m2;

Numărul lui Reynolds:

Regimul de curgere a gazelor este un regim turbulent rugos astfel încât coeficientul de pierderi liniare de sarcină se calculează cu ajutorul unei formule propuse de S.N.G.N. ROMGAZ Mediaș.

Notăm:

Presiunea la șiu după prima etapă de calcul:

psiu2 =24,83 ·105 N/m2 =24,83 bar;

Se pune condiția ‌, unde ε = 0,1.

Condiția de precizie este îndeplinită și deci pșiu1 = pșiu2 =24,83 bar.

După acest algoritm de calcul se determină valorile și pentru celelalte sonde. Acestea sunt prezentate in tabelul 2.5.

Tabelul 2.5.- Rezultatele calculelor de variație a presiunii în conducta de aducțiune

2.4.2. Variația presiunii în conducta de gaze

La sonda D se cunosc următoarele date:

temperatura la intrare în conducta de aducțiune T1 = 290,328 K;

temperatura la ieșire din conducta de aducțiune T2 = 289,53 K;

presiunea la intrare în conducta de aducțiune p1 = 17,3 bar;

lungimea conductei L = 300 m;

diametrul interior al conductei di = 0,0889 m;

debitul de gaze al sondei q = 124565,281 m3N/zi;

densitatea normală a amestecului ρ0 = 0,739kg/m3;

masa moleculară a amestecului de gaze M = 16,561 kg/kmol.

Etapa I-a de calcul:

Se estimează presiunea la ieșirea din conducta de aducțiune p2e = 17,24 bar.

Temperatura medie în conductă: Tm = K;

Temperatura pseudoredusă: Tpr=;

Presiunea medie în țevile de extracție:

pm1= bar

Presiunea pseudoredusă: ppr1=

Determinarea factorului de abatere Z se face pe baza corelației Dranchuk-Purvis-Robinson astfel încât: Zm1 = 0,965.

Masa specifică a amestecului de gaze în condiții de pm1 și Tm este:

12,013 kg/m3;

Viteza gazelor prin țevile de extracție:

10,766 m/s;

Vâscozitatea dinamică a gazelor:

Se citește din grade vâscozitatea dinamică în condiții de presiune normală și temperatura medie μl1=f(M,Tm) = 10,7 ·10-6 Ns/m2;

Din diagramă se determină raportul μ1/μl1 = f(ppr1, Tpr) = 1,03;

Se calculează vâscozitatea dinamică în condiții de Tm, pm1 astfel:

Ns/m2;

Numărul lui Reynolds:

Regimul de curgere a gazelor este un regim turbulent rugos astfel încât coeficientul de pierderi liniare de sarcină se calculează cu ajutorul unei formule propuse de S.N.G.N ROMGAZ S.A. Mediaș.

Debitul masic de gaze scurse prin conductă:

kg/s;

Presiunea la capătul conductei după prima etapă de calcul:

p21 = 17,011 ·105 N/m2 = 17,011 bar;

Etapa 2 de calcul:

Se înlocuiește presiunea la ieșirea din conductă estimată p2e cu presiunea la capătul conductei calculată la etapa anterioară p21 și se reface calculul.

Presiunea medie în țevile de extracție:

bar

Presiunea pseudoredusă:

Determinarea factorului de abatere Z se face pe baza corelației Dranchuk-Purvis-Robinson astfel încât: Zm2 = 0,965.

Masa specifică a amestecului de gaze în condiții de pm2 și Tm este:

kg/m3;

Viteza gazelor prin țevile de extracție:

m/s;

Vâscozitatea dinamică a gazelor:

Se citește din grade vâscozitatea dinamică în condiții de presiune normală și temperatura medie μl2=f(M,Tm) = 10,7 ·10-6 Ns/m2;

Din diagramă se determină raportul μ2/μl2 = f(ppr2, Tpr) = 1,02;

Se calculează vâscozitatea dinamică în condiții de Tm, pm2 astfel:

Ns/m2;

Numărul lui Reynolds:

Regimul de curgere a gazelor este un regim turbulent rugos astfel încât coeficientul de pierderi liniare de sarcină se calculează cu ajutorul unei formule propuse de S.N.G.N. ROMGAZ S.A. Mediaș.

După acest algoritm de calcul se determină valorile și pentru celelalte sonde. Acestea sunt prezentate în tabelul 2.6.

Tabelul 2.6. – Rezultatele calculelor de variație a presiunii în conducta de aducțiune

Debitul masic de gaze scurse prin conductă:

kg/s;

Presiunea la capătul conductei după prima etapă de calcul:

p22 = 17,011 ·105 N/m2 = 17,011 bar;

Se pune condiția , unde ε = 0,1.

Condiția de precizie este îndeplinită și deci p2 = p22 = 17,011 bar.

2.4.3. Variația temperaturii gazelor în țevile de extracție

2.4.3.1. Considerații teoretice

Temperatura gazelor este un parametru variabil în spațiul de curgere al unei sonde de gaze naturale: strat – sondă – conductă.În situația în care sonda este oprită, temperatura gazelor atât în țevile de extracție cât și în coloana de exploatare, are aceeași valoare cu temperatura solului, care crește liniar cu adâncimea, în funcție de gradientul geotermic.

Schimbul de căldură de-a lungul țevilor de extracție devine mai sensibil la sondele în funcțiune, fapt pentru care modificarea parametrilor de presiune din ecuația de curgere este însoțită întotdeauna de o modificare a temperaturii.Cunoașterea valorilor de temperatură din coloanele de gaz în mișcare, permite determinarea cantităților de apă eliberate în timpul vehiculării gazelor prin țevile de extracție în funcție de modificarea condițiilor de stare. Aceasta permite determinarea posibilităților de formare a criohidraților pe traseul parcurs de gaze.Exploatarea sondelor prin țevile de extracție se realizează cu pierderi mari de temperatură. În această ipoteză, transferul de căldură până la sol se face din interiorul țevilor de extracție (unde are loc o circulație forțată), prin peretele acestor țevi, prin spațiul inelar (unde are loc o convecție liberă), prin peretele coloanei de exploatare și prin inelul de ciment.

Exploatarea sondelor prin spațiul inelar se realizează cu o pierdere mai mare de temperatură, fapt care se datorează creșterii coeficientului de transmitere a căldurii, care în acest caz se face prin spațiul inelar (unde are loc o circulație forțată a gazelor), prin peretele coloanei de exploatare și prin inelul de ciment.Pentru obținerea formulelor de calcul, se consideră o porțiune elementară dx din lungimea țevilor de extracție, la disțanța x de talpa sondei. Cantitatea de căldură Q pierdută în timpul vehiculării gazelor între două secțiuni A și B este: ΔQ = q ·ρ ·cp · (dθ+dHl) ·dt;

unde: q – este debitul de gaze [N ·m3/zi];

p – densitatea gazelor [kg/N ·m3];

dθ – scăderea de temperatură de la secțiunea A la secțiunea B datorită transportului de căldură din elementul de tubing dx în spațiul înconjurător;

dHl – scăderea de temperatură datorită evoluției izoentalpice cores-punzătoare scăderii de presiune dp. ;

ΔH – scăderea de temperatură prin laminare, corespunzătoare diferenței de presiune;

Δp = pc – pt , măsurată la capul de erupție dintre presiunea la coloană și presiunea din țevile de extracție;

h – lungimea țevilor de extracție [m];

cp – căldura specifică izobară a gazelor [J/kg ·K].

Căldura pierdută Q este egală cu căldura pierdută prin pereții elementului de tubing de lungime dx: Q = K ·π ·d ·(θ – z)dx ·dt;

unde: K – este coeficientul de transfer de căldură prin suprafața laterală a țevilor de extracție [J/m ·s ·K];

d – diametrul țevilor de extracție [m];

θ – temperatura gazelor în secțiunea x din țevile de extracție [K];

z – temperatura solului la distanța x de talpa sondei: z = zg + α(h – x)

zg – temperatura la treapta geotermică [K];

α – gradientul geotermic [θ/m];

După efectuarea calculelor și integrare se obține: ;

care exprimă valoarea temperaturii gazelor în orice punct în interiorul țevilor de extracție, unde: [l/m];

Valoarea lui m se obține prin producerea sondelor cu un anumit debit și măsurarea temperaturii gazelor la gura sondei, printr-o metodă de calcul prin încercări succesive utilizând relația: ;

unde: θg – este temperatura gazelor la intrarea în capul de erupț

2.4.3.2. Algoritm de calcul

Prin măsurătorile efectuate la sonda D se cunosc:

temperatura măsurată la capul de erupție TCEe = 26°C;

temperatura de zăcământ TZ = 75,278°C;

adâncimea sondei H = 2005 m;

diametrul interior al țevilor de extracție d = 0,0889 m;

scăderea temperaturii prin laminare Tp = 10,2°C, corespunzătoare unei diferențe de presiune: Δp = pi – pf = 63,759 – 37 = 26,759 bar;

debitul de gaze al sondei q = 2,419 m3N/s;

căldura specifică izobară a gazului cp = 2304 J/kg ·K;

densitatea normală a amestecului ρ = 0,739 kg/m3.

Calculul coeficientului global de căldură

Se presupune că mp = 5·10-3 [l/m] și se calculează prin metoda încercare – eroare, valoarea lui mc (calculat) cu relația:

;

Această relație se utilizează până când mc – mp ≤ 10-6.

Numeric vom avea:

[l/m];

Pe baza unui program de calcul se determină valoarea coeficientului global de căldură mc = 1,637 ·10-3 l/m.

a) Coeficientul de transfer de căldură va fi:

[W/m2 ·K];

Analog se efectuează calculele și pentru celelalte sonde, iar rezultatele sunt prezentate în tabelul 2.7.

Tabel 2.7

Variația temperaturii gazelor în ascensiunea prin țevile de extracție în funcție de adâncime.

Formula de calcul a temperaturii gazului în funcție de adâncime este următoarea:

;

unde: t – este temperatura gazului la adâncimea L [ºC];

tg – 9,6 ºC, temperatura la treapta geologică;

L – adâncimea la care se face calculul temperaturii [m];

hg = 10 m, adâncimea la care începe treapta geotermică;

Tp – scăderea de temperatură prin laminare, corespunzătoare căderii de presiune;

H – adâncimea sondei [m];

α – gradientul geotermic [ºC/m]; ;

tz – temperatura de zăcământ [ºC]

Hm = H – adâncimea medie a perforaturilor [m];

Temperatura la capul de erupție se obține din formula de calcul a temperaturii gazului pentru L = 0.

Numeric vom avea:

m;

ºC;

pentru L = 2000 m;

ºC;

pentru L = 1900 m;;

ºC;

pentru L = 1800 m;;

ºC;

pentru L = 1700 m;;

ºC;

pentru L = 1600 m;;

ºC;

pentru L = 1500 m;;

ºC;

pentru L = 1400 m;;

ºC;

pentru L = 1300 m;;

ºC;

pentru L = 1200 m;;

ºC;

pentru L = 1100 m;;

ºC;

pentru L = 1000 m;;

ºC;

pentru L = 900 m;;

ºC;

pentru L = 800 m;;

ºC;

pentru L = 700 m;;

ºC;

pentru L = 600 m;;

ºC;

pentru L = 500 m;;

ºC;

pentru L = 400 m;;

ºC;

pentru L = 300 m;;

ºC;

pentru L = 200 m;;

ºC;

pentru L = 100 m;;

ºC;

pentru L = 0 m;;

ºC

Temperatura la capul de erupție este:

tCEe = 25,668ºC

TCEe = 25,668 + 273,16 = 298,828 K

În mod analog se efectuează calculele și pentru celelalte sonde pe care le avem pe structurAlgoritmul de calcul prezentat a stat la baza realizării unui program pe calculator cu ajutorul căruia au fost calculate temperaturile în fiecare punct pe țevile de extracție. Rezultatele prezentate în tabelul 2.8 cu permis trasarea graficelor de variație a temperaturii în țevile de extracție cu adâncimea.

Tabel 2.8

2.4.4. Variația temperaturii gazelor în capul de erupție

Potrivit situației din șantier, dispozitivul de susținere al țevilor de extracție, împreună cu capul de erupție și o porțiune de 2 m din conducta de gaze, sunt pozate aerian și neizolate. Lungimea tronsonului de la dispozitivul de susținere al țevilor de extracție până la porțiunea îngropată a conductei de gaze este de la sondă la sondă, cuprinsă între 6-12 m.

Situația defavorabilă în sezonul rece este când traseul de pozare aeriană este maxim, când se consideră că lungimea acestui traseu este de 12 m.

Temperatura gazului la ieșirea din capul de erupție este influențată de temperatura aerului, având în vedere că acest cap de erupție nu este izolat. În calcule se ia temperatura cea mai scăzută, acesta fiind cazul cel mai defavorabil, deoarece ar putea exista condiții de formare a criohidraților.

Pentru condiții atmosferice diferit de calcul se au în vedere următoarele:

se presupune cunoscută temperatura la exteriorul capului de erupție T[K];

se calculează coeficientul de transfer de căldură la exterior:

;

unde: Te – este temperatura absolută la exteriorul capului de erupție;

Tm – temperatura aerului [K];

de – diametrul exterior al conductei [m];

e – coeficientul de emisie, e = 0,9;

W – viteza vântului, vv = 30 m/s;

Se calculează coeficientul de transfer de căldură, k [W/m2·k];

;

unde: α – este transmisibilitatea termică gaz – perete, α= 418,7 ·103 [J/m3h·K];

λc – conductibilitatea termică a oțelului, λc = 195,8 ·103 [J/m2h·K];

λs – conductibilitatea termică a solului, λs = 4,18 ·103 [J/m2h·K];

h – adâncimea de îngropare a conductei, h = 1 [m];

d, de – diametrul interior, respectiv exterior al conductei [m].

Se calculează coeficientul global de schimb de căldură, m: [l/m];

unde: ρ – este densitatea normală a gazului [kg/m3N];

q – debitul de gaze al sondei [m3N/s];

cp – căldura specifică izobară masică a gazului [J/kg ·K];

Se calculează temperatura la ieșire din capul de erupție: Ties = Taer +(Tin – Taer) ·e-m

Se calculează temperatura medie: [K];

Se calculează temperatura absolută la exteriorul capului de erupție:

[K];

Calculele se efectuează până când ‌

2.4.5. Variația temperaturii gazelor în conductele de aducțiune

2.4.5.1. Considerații teoretice

Pentru cunoașterea cantității de apă rezultate din condensarea vaporilor de apă care saturează gazele extrase și de asemenea de a stabili condițiile de formare a criohidraților, este necesară cunoașterea variației temperaturii de-a lungul conductei.

În cazul regimului staționar de mișcare și de transfer termic, dacă se neglijează cantitatea de căldură rezultată în urma frecării, precum și efectul Joule-Thomson, efectul de răcire datorat detentei se poate determina din ecuația de bilanț termic.

Pentru un element de conductă, aceasta are forma: ρ ·q cp dT = π ·k d(T – Ts) ·dx

unde:q – este debitul volumetric de gaz [m3/s-1];

cp – căldura specifică masică izobară [J/kg ·K];

k – coeficientul global de transfer termic [W/m2 K];

d – diametrul interior al conductei [m];

Ts – temperatura mediului în care se află conducta [K];

ρ – este densitatea normală a gazului [kg/m3].

Pentru conducte îngropate (cazul conductelor de aducțiune și de racord), se consideră Ts = 278,16 K. Dacă se neglijează variația de temperatură a căldurii specifice masice izobare „cp” care este nesemnificativă în domeniul de temperaturi obișnuit din conducte și presupunând că și coeficientul global de transfer „k” este constant, putem introduce notația:

[l/m];

Atunci ecuația devine: ;

Integrând și punând condițiile: x = 0 și T = Ts, obținem:

Tx = Ts +(T1 – Ts) ·e-m·x

unde:

Tx – este temperatura gazului [K], la distanța x de capăt;

T1 – este temperatura la intrarea în conductă.

Coeficientul global de transfer termic se determină cu relația:

;

unde: α – este transmisibilitatea termică gaz – perete, α= 418,7 ·103 [J/m3h·K];

λc – conductibilitatea termică a oțelului, λc = 195,8 ·103 [J/m2h·K];

λs – conductibilitatea termică a solului, λs = 4,18 ·103 [J/m2h·K];

h – adâncimea de îngropare a conductei, h = 1 [m];

d, de – diametrul interior, respectiv exterior al conductei [m].

Temperatura medie în conductă se calculează cu relația:

;

2.4.5.2. Algoritm de calcul

Cunoaștem pentru sonda D următoarele date:

q = 124565,281m3/zi;

cp = 2188 J/kg ·K;

de = 0,1413 m; d = 0,1317 m;

L = 300 m;

ρ = 0,739 kg/m3;

T1 = TCE – ΔT = 298,828 – 8,5 = 290,328 K;

unde: TCE – este temperatura în capul de erupție;

ΔT – scăderea de temperatură datorată trecerii gazelor prin duză.

;

;

k = 2,087 W/m2 K ;

[l/m];

T2 = 278,16+(290,328 – 278,16) · (e-2,26 ·10-4 ·300);

T2 = 289,53 K;

;

Tm = 289,925 K;

În mod analog se efectuează calculele și pentru celelalte sonde, iar valorile rezultate sunt prezentate în tabelul 2.4.5. Variația temperaturii în capul de erupție.

Tabelul2.4.5.

2.5. Evacuarea apei din sacul sondei

În mișcarea ascendentă a gazelor prin țevile de extracție, datorită scăderii temperaturii și datorită umidității, acestea pot condensa, apărând o cantitate de apă liberă.

Pe lângă această apă de saturație devenită liberă pe traseul de curgere, gazele mai pot antrena și apa liberă din formație, care spre deosebire de cea de saturație este mineralizată.

Apa, acumulându-se treptat la talpa sondei, poate duce uneori la imposibilitatea exploatării sondei.Există o serie de metode de evacuare a apei din sonde. Alegerea procedeului adecvat este funcție de complexitatea sondei, de presiuni dinamice și de rația gaz-lichid. Pe parcursul exploatării sondei se pot folosi una sau mai multe metode, alegerea lor făcându-se numai după studiul preliminar în care factorul economic este cel mai important. Dacă din punct de vedere economic este justificată folosirea unei unități de pompare pentru eliminarea apei, atunci ea va fi folosită.

Metodele de evacuare a apei se împart în două categorii:

metode de evacuare a fazei lichide care utilizează energia de zăcământ fără utilizarea mijloacelor mecanice;

metode de evacuare a fazei lichide care utilizează atât energia de zăcământ, cât și sursele de energie externe, dar folosind unele mijloace mecanice.

Pentru obținerea datelor de evoluție a parametrilor de funcționare a sondei după spumare s-au efectuat mai multe experimente de șantier care au avut drept scop principal cunoașterea a două aspecte ale tratamentului cu materiale spumogene:

analiza fenomenelor care au loc în timpul dizolvării sticksurilor;

comportarea sondei pe parcursul unui ciclu de funcționare.

Pentru obținerea datelor s-au efectuat înregistrări ale presiunii dinamice de fund cu aparate de mare precizie (tip Amerada) la care s-a atașat un dispozitiv special pentru introducerea a trei sticksuri. Acești parametri au fost înregistrați la intervale scurte de timp (10 – 15 min), timpul de dizolvare al sticksurilor nedepășind trei ore. Prelucrarea acestor date a pus în evidență următoarele:

timpul necesar de dizolvare a sticksurilor;

presiunea maximă la coloană;

presiunea maximă la țevile de extracție;

efectul de „dop” al spumei formate în timpul dizolvării sticksurilor;

cantitatea de apă eliminată;

efectul ce apare ca urmare a curgerii prin duză a spumei.

Dacă se prezintă grafic parametrii de funcționare a sondei într-un interval mai mare de timp (câteva zile), se pot pune în evidență o serie de informații despre:

ciclul de reîncărcare al sondei;

debitul maxim de gaze obținut;

evoluția producției de apă în timp.

Din măsurătorile efectuate nu s-a putut pune în evidență creșterea de debit datorată destinderii gazelor acumulate în coloană.

Optimizarea unui tratament de spumare este un proces care necesită executarea cel puțin a unei spumări, cu înregistrarea cel puțin a unui ciclu a parametrilor de funcționare cei mai importanți, presiunii dinamice, țevi de extracție-coloană, debit de gaze și de impurități. Se va face și o analiză preliminară a întregului proces de producție pentru a stabili dacă prin reducerea presiunii dinamice de fund a sondei, ca urmare a eliminării apei, debitul crește îndeajuns de mult pentru a justifica executarea unui tratament de spumare.

Înaintea începerii oricărui tratament de spumare este recomandată o analiză pentru evaluarea economică a efectelor lui. În principiu, la sondele cu presiuni de zăcământ mici, dar cu permeabilități mari, efectul creșterii debitului prin eliminarea apei este considerabil. La polul opus se află sondele cu permeabilități mici, în ciuda presiunilor mari de zăcământ.

În încercarea de optimizare a unui tratament de spumare apar următoarele etape:

1. Etapa de eliminare a apei prin generarea spumei în sondă. Este o etapă variind între 2 – 4 ore după introducerea sticksurilor. Acest lucru se poate determina urmărind presiunile dinamice măsurate la suprafață și a celei de fund, imediat după lansarea sticksurilor, la intervale mici de timp (10…15 min). Eliminarea apei este pusă în evidență de scăderea presiunii dinamice în coloană, deci a diferenței de presiune țevi extracție-coloană și a creșterii debitului de gaze al sondei.

2. Etapa de reîncărcare a sondei, în care apa produsă este acumulată din nou la talpă. Ea începe practic imediat din momentul în care s-a atins minimul presiunii la coloană prin eliminarea apei (2…4 zile după spumare).

3. Etapa de scurgere stabilizată. În această etapă sonda curge cu nivel dinamic de apă la talpă ca inainte de tratamentul cu spumanți. Există și situații în care după eliminarea apei prin spumare, sonda să nu mai acumuleze apă, datorită creșterii debitului de gaze la care apa este eliminată prin liftare. La aceste sonde apa s-a acumulat accidental, datorită opririi pentru un anumit timp a sondei (pentru colectare) sau datorită creșterii presiunii din linia de aspirație.

Se remarcă de asemenea că în cazul sondelor cu duze mici, creșterea presiunii dinamice la țevile de extracție după eliminarea apei este mult mai mare. În consecință, scăderea presiunii dinamice la coloană, implicit a presiunii dinamice de fund, este mult mai mică. Acest lucru are drept consecință imediată scăderea efectului tratamentului de spumare, prin scăderea debitului maxim datorită restricțiilor curgerii prin duză.

Eliminarea apei din sonde folosind materiale spumante este o opțiune economică cu rezultate satisfăcătoare.

Trebuie remarcat faptul că la spumantul solid numai un număr foarte redus de sonde răspund favorabil. Acest lucru necesită o urmărire în prealabil mult mai atentă asupra sondelor care ar putea să nu răspundă la tratamentul cu sticksuri. Pentru astfel de sonde, cercetările vor avea în vedere găsirea unor procedee sau dispozitive care să le promoveze și pe acestea în lista candidatelor.

Nu trebuie trecut cu vederea faptul că aplicarea tratamentelor de spumare la un număr mare de sonde are efecte negative legate de posibilitatea ajungerii spumei în colectoarele de aspirație ale stațiilor de compresoare.În evaluarea efectului economic al spumărilor se va ține cont și de cheltuielile de separare și distrugere a spumei, după ce aceasta a ajuns în linia de aducțiune sau în separatoare.În figura 2.6.1. este prezentată schema de montaj a instalației de injecție a agentului spumant lichid cu ajutorul pompei dozatoare acționată de presiunea proprie a sondei de gaze.

1 – sonda de gaze;

2 – separator gaze – lichid – spumă;

3 – vas compresor;

4 – rezervor de alimentare cu agent spumant lichid;

5 – filtru;

6 – sticla de nivel;

7 – pompă dozatoare;

Rg – regulator de presiune;

M – manometru de presiune.

Fig. 2.6. Schema de montaj a instalației de injecție a agentului spumant lichid cu ajutorul pompei dozatoare acționată de presiunea proprie a sondei de gaze.

2.7. Criohidrații

Criohidrații se formează datorită interacțiunii dintre hidrocarburi și umiditate în prezența apei libere. Unii criohidrați alcătuiți din componenți ușori ai hidrocarburilor se formează sub presiune la temperaturi de 10ºC. Pe lângă criohidrații de hidrocarburi nesaturate ca etena și acetilena se mai cunosc criohidrați de metan, etan, propan și izobutan. Aspectul lor se aseamănă cu zăpada, formându-se cristale. Structura lor este tip celular, prin ardere lăsând ca riziduuri apa lichidă.Densitatea lor este cuprinsă între 880-900 kg/m3.

Cristalele sunt formate, ca substanță, dintr-o moleculă de hidrocarbură și 6 sau 7 molecule de apă: CH4 ·6H2O, C2H6 · 7 H2O.

Hidrații hidrocarburilor inferioare sunt combinații instabile, ei descompunându-se prin scăderea presiunii sau creșterea temperaturii. De asemenea, criohidrații metanolului se formează la temperatura cea mai scăzută și presiunea cea mai ridicată, o dată cu creșterea masei moleculare temperatura crește.Metoda de calcul propusă de Hammer-Schmidt pentru calculul temperaturii de formare se scrie: t = 10,6 ·p0,285 – 17,8

unde:p – este presiunea, [bar];

t – temperatura, [ºC].

Eliminarea criohidraților formați care s-au separat din gaze se poate face prin mai multe metode:

micșorarea presiunii gazului sub presiunea de echilibru corespunzâtoare condițiilor de temperatură;

creșterea temperaturii gazelor prin încălzire la o temperatură superioară aceleia de echilibru la presiunea pe care o au gazele;

adăugarea de inhibitori precum metanolul și amoniacul.

Factori care contribuie la formarea criohidraților:

conținutul în umiditate al gazului;

gradul de saturație cu vapori de apă ai gazului;

b) prezența apei libere în zona de formare a criohidraților;

cantități mici de apă care formează pelicule subțiri pe pereții conductei:

c) presiunea de regim a sondei;

la presiuni ridicate se formează un tip de criohidrați cu un grad mai mare de stabilitate;

d) temperatura de regim a conductei: temperatura de formare a criohidraților crește cu presiunea și greutatea specifică a gazului;

e) conținutul de impurități din gaze: prezența în gaze a H2S, CO2, H2 influențează condițiile de formare a criohidraților scăzând presiunea și crescând temperatura de formare;

f) regimul de curgere:

viteze mari de curgere;

variații și pulsații de presiune;

grad de turbulență ridicat;

vârtejuri locale.

g) construcția și montajul conductei:

schimbări bruște ale curentului de gaz;

existența ventilelor, regulatoarelor, etc.

h) exploatarea conductei: nerespectarea presiunii prescrise, a temperaturii, debitului, umidității;

i) condiții specifice locale, amorsarea formării hidraților cu ajutorul unor cristale nucleu sau prin subrăcire.

Prevenirea formării criohidraților impune:

cunoașterea condițiilor de formare și dezvoltare a criohidraților;

separarea lichidului antrenat și eliminarea procentului de vapori;

deshidratarea cât mai completă înainte de a fi distribuite gazele.

Pentru fiecare valoare a presiunii de exploatare există o temperatură de echilibru deasupra căreia criohidrații nu se mai pot forma.Apa pătrunde în conductele de gaze sub formă de vapori deoarece aceștia trec prin separatoare fără a fi reținuți. Saturarea cu vapori de apă a gazelor este condiția esențială pentru formarea criohidraților. După formarea primului cristal, procesul se dezvoltă rapid.Prin micșorarea presiunii gazelor până la o valoare inferioară a presiunii de echilibru și prin mărirea temperaturii la o valoare superioară aceleia corespunzătoare temperaturii de echilibru la presiunea gazelor posibilitatea formării criohidraților va fi înlăturată. Micșorarea presiunii în conducte se poate obține prin laminarea gazelor în duze sau ajutaje dar acest proces este însoțit de o însemnată scădere de temperatură, ceea ce ar putea impune și amplasarea în imediata apropiere a organului de strangulare a unui calorifer de gaze.

Capitolul 3. CALCULUL CONDUCTELOR DE ADUCȚIUNE

3.1. Aspecte teoretice

Transportul gazelor de la capul de erupție la primul element al instalației tehnologice se face prin conducta de aducțiune. Dacă sonda produce într-o instalație individuală, conducta de aducțiune are lungime mică fiind determinată practic numai de norme interne de P.S.I. sau de prevenirea erupțiilor libere, care stabilesc distanțe minime între capătul de erupție și încălzitor sau separator în raport cu tipul instalației tehnologice de suprafață în care produce sonda. Dacă sonda produce într-o instalație centrală (grup), conducta de aducțiune este mai mare și depinde de distanța de la locația sondei la parc, de configurația terenului, de existența unor obiective în zonă, etc.

La proiectarea conductelor de aducțiune, traseul și diametrul se aleg astfel încât pierderile de presiune să fie minime realizându-se prin aceasta un consum rațional al energiei de zăcământ.În funcție de presiunile din conductă, acestea au fost construite pe trepte de presiune, astfel:

înaltă presiune;

medie presiune;

joasă presiune.

Această proiectare se situează în domeniul optimizării în ceea ce privește atât aspectul cheltuielilor de investiții și dezvoltare, cât și cel al consumului de presiune pentru transport. Calculele de curgere al gazelor pe conducte se fac în ideea conservării pe cât posibil a energiei de zăcământ sau a consumului rațional a acestei energii.

Pentru calcularea diametrului conductei de aducțiune și a pierderilor de presiune pe unitate de lungime se va folosi una dintre următoarele trei metode.

Metoda I – Weymouth

Constă în utilizarea formulei lui Weymouth pentru calculul diametrului interior al conductei: ;

unde:

d – este diametrul interior al conductei [cm];

Q – este debitul de gaze [m3N/h];

δ – densitatea relativă a gazelor;

Z – factorul de abatere de la legea gazelor perfecte care se determină în funcție de temperatura și presiunea la intrarea în conductă: ;

unde:T1 – este temperatura la intrarea în conductă [K];

Tpcr – temperatura pseudocritică [K];

p1 – presiunea la intrarea în conductă [bar];

ppcr – presiunea pseudocritică [bar].

Determinarea factorului de abatere Z se face pe baza corelației Dranchuk-Purvis-Robinson.

Se va impune o pierdere de presiune pe conductă de: bar/km

Se va obține :P2 = p1 – 0,2 ·L

unde:L – este lungimea conductei de aducțiune [m].

Cu diametrul interior calculat vom alege din SR EN ISO 13692/1, 2- 2009 diametrul exterior corespunzător, după care se trece la calculul grosimii de perete al conductei.

Grosimea de perete o calculăm cu formula: ;

unde:

ps – este presiunea statică a sondei [bar];

D – diametrul exterior al conductei [cm];

v- coeficient de calitate a sudurii v = 1 pentru țevi laminate;

σa – rezistența admisibilă a materialului [bar];

σa = 0,6 · σc = 0,6 ·2460 = 1476 [bar];

σc – rezistența la compresiune a materialului, σc = 2460[bar];

c – coeficient: c = c1 + c2

unde:c1 – este un coeficient ce ține seama de abaterea de grosime a țevii [cm];

c1 – adaos datorat coroziunii în timp a conductei:

c2 = 0,1 cm = 10-3 m;

Grosimea de perete se alege, luând din SR EN ISO 13692/1, 2- 2009 pentru diametrul exterior ales anterior, prima valoare mai mare decât grosimea efectiv calculată.

Diametrul interior se determină cu relația: d = D – 2tSTAS

Cu diametrul interior recalculat, se determină presiunea finală p2 cu relația:

.

Metoda a II-a – Biel

Această metodă presupune două etape:

calculul coeficientului de rezistență hidraulică;

determinarea factorului mediu de abatere de la legea gazelor perfecte, zm.

Pentru a face diferența între cele două metode, vom determina presiunea la capătul final al conductei cu relația: ;

unde: ;

cu valorile pN = 1,01325 ·105 Pa, TN = 283,16 K, Ra = 287,04 J/kg ·K, k=0,037166 m2 ·s ·k0,5/kg;

pN – presiunea normală [Pa];

TN – temperatura normală [K];

Ra – constanta aerului [J/kg ·K];

p1, p2 – presiunea de intrare (ieșire) din conducta de aducțiune [Pa];

Zm – factor de abatere mediu de la legea gazelor;

Tm – temperatura medie în conductă [K];

δ – densitatea gazului în raport cu densitatea aerului;

L – lungimea conductei de aducțiune [m];

Q – debitul de gaze [m3/s];

d – diametrul interior al conductei [m];

λ – coeficientul de rezistență hidraulică.

Coeficientul de rezistență hidraulică „λ” se determină în funcție de regimul de curgere din conductă. Pentru regimul de curgere din conductă se determină numărul lui Reynolds „Re” cu următoarea relație:

;

unde:Q – este debitul de gaze [m3/s];

ρ – densitatea normală a gazelor [kg/N ·m3];

μ – vâscozitatea dinamică a gazelor [Pa ·s];

d – diametrul interior al conductei [m].

Cunoscând numărul lui Reynolds se poate stabili caracterul neted, mixt sau rugos al conductei calculând parametrii adimensionali:

;

;

;

ks = 0,5 ·10-3 m ;

În funcție de valorile numărului Reynolds și de parametrii adimensionali Re1 și conductele se împart, din punct de vedere hidraulic, după cum urmează:

Re < Re1 < Re2, conductă netedă;

Re1 < Re < Re2, conductă mixtă;

Re1 < Re2 < Re, conductă rugoasă.

Pentru Re > 105 în cazul conductelor netede, se calculează cu formula Nikuradze:

Pentru conducte mixte vom utiliza formula propusă de C.F. Colebrook și G.L. White:

.

În acest caz determinarea se face prin încercări succesive, astfel încât cu o valoare propusă (λp) se va calcula membrul al doilea, iar prin egalare cu membrul întâi se va determina valoarea calculată (λc). Se stabilește o eroare admisibilă ε:

;

Dacă nu se îndeplinește condiția, atunci se atrbuie lui λp valoarea lui λc și se reface calculul.La îndeplinirea condiției se consideră: λ = λc.

Pentru conducte rugoase λ se determină cu formula lui Nikuradze:

Valoarea medie a factorului „Z” se poate citi din diagramă (Z=f(ppr, Tpr)) sau se poate calcula cu ajutorul corelației Dranchuk-Purvis-Robinson.

Temperatura medie în conductă, în cazul în care se determină variația temperaturii datorată efectului Joule-Thompson este neglijabilă și se determină cu formula:

;

În acest caz s-a neglijat variația cu temperatura a căldurii specifice masice izobare și s-a presupus că și coeficientul global de transfer de căldură „k” este constant.

Factorul complex de schimb termic este: ;

unde: cp – este căldura specifică masică izobară [J/kg ·K];

K – coeficientul global de transfer termic [W/m2 ·K];

d – diametrul interior al conductei [m];

p – densitatea normală [kg/·m3];

Q – este debitul de gaze [m3/s];

T1 – temperatura gazului de intrare în conductă [K];

T2 – temperatura mediului în care se află conducta [K].

Presiunea medie pe conductă se determină cu relația următoare:

;

unde: p1 – este presiunea gazului la intrarea în conductă [bar];

p2 – presiunea gazului la ieșirea din conductă [bar].

Cu aceste valori medii de presiune și temperatură se calculează:

, ;

Unde: Tpr, ppr – temperatura, respectiv presiunea pseudoredusă;

Tpcr, ppcr – temperatura, respectiv presiunea pseudocritică.

Metoda a III-a

Această metodă constă în determinarea diametrului conductei ținând cont de variația factorului de neidealitate Z de la legea gazelor perfecte, în funcție de presiune.

Pentru determinarea diametrului conductei se pleacă de la relația:

;

în care z variază cu presiune după următoarea funcție (formula lui Berthelot):

;

Înlocuind obținem relația de calcul al diametrului conductei:

;

Se notează cu a următoarea relație:

;

;

Deoarece atât diametrul conductei d cât și presiunea la capătul final sunt necunoscute, calculul se va efectua prin încercări. Pentru început se presupune o anumită presiune. Presiunea presupusă la capătul conductei se calculează cu relația: ;

unde: ΔpL – este căderea de presiune pe conductă [bar/m];

L – lungimea conductei de aducțiune [m];

pN = 1,01325 ·105 N/m2;

TN = 273,6 K;

Ra = 287,014 J/Kg K;

ZN = 1.

Pentru presiunea medie și temperatura medie în conductă se determină μa [Pa ·s] vâscozitatea amestecului, apoi Re, Re1, Re2, care determină regimul de curgere.

Diametrul interior al conductei se calculează cu relația:

;

unde:pN – este presiunea normală [N/m2];

δ – densitatea relativă față de aer a gazului;

L – lungimea conductei de aducțiune [m];

TN – temperatura normală [K];

Ra – constanta aerului [J/kg K];

Pentru domeniul calculat se alege DSTAS și se calculează grosimea de perete care apoi se standardizează.Diametrul interior se calculează cu relația: dSTAS = DSTAS – 2 ·tSTAS [m];

Se face verificarea la rezistență a conductei cu relația: σef ≤ 0,6 ·σc ;

Cu diametrul interior dSTAS se recalculează integrala cu relația:

;

Se calculează presiunea la capătul final al conductei:

;

Dacă Pa se consideră eroarea de calcul acceptabilă și p = p2c, iar d = dSTAS . Dacă această condiție nu este îndeplinită se reia ciclul de calcule făcând p2p = p2c.

3.2. Algoritm de calcul

Se va face un calcul de dimensionare folosind metoda 1.

Pentru sonda D avem următoarele date:

debitul Q = 124565,281 m3 ·N/zi;

densitatea relativă a gazului δ = 0,558;

lungimea conductei L = 300 m;

presiunea în punctul inițial al conductei p1 = 17,3 bar;

temperatura în punctul inițial al conductei T1 = 290,328 K;

presiunea statică în conductă ps = 27 bar;

se impune o pierdere de presiune de 0,2 bar/Km.

Presiunea în punctul final al conductei:

p2 = 17,3 – 0,2 ·0,3 = 17,24 bar ;

Temperatura pseudoredusă: ;

Presiunea pseudoredusă: ;

Factorul de abatere de la legea gazelor perfecte: Z = 0,965 ;

Diametrul interior al conductei:

Cm

d = 173,61 mm;

Se alege din SR EN ISO 13692/1, 2- 2009 diametrul exterior al conductei:

D = 219,1 mm.

Grosimea de perete:

c = c1 + c2 = 0,03+0,1 = 0,13

cm;

Din SR EN ISO 13692/1, 2- 2009 se citește tSTAS = 5,56 mm.

Diametrul interior recalculat: drec = D-2 ·tSTAS = 219,1 – 2 ·5,56 = 207,98 mm.

Presiunea în punctul final al conductei:

bar;

Pierderi de presiune pe unitatea de lungime: bar/km;

Rezultatele obținute pentru celelalte sonde de pe structura Bilciurești sunt centralizate în tabelul 3.1

Tabelul 3.1.

Capitolul 4. TRATAREA GAZELOR NATURALE

4.1. Pregătirea gazelor pentru transport

Atât gazele naturale cât și cele asociate conțin unele impurități solide și lichide care provoacă o serie de neajunsuri în cursul transportului prin conducte. De asemenea în compoziția gazelor pot intra anumite substanțe care nu sunt combustibile, așa cum este cazul dioxidului de carbon, sau care au proprietatea de a fi corozive, cel mai des întâlnit fiind hidrogenul sulfurat. Apare deci necesitatea ca înaintea introducerii lor în sistemul de transport gazele să fie curățate de particulele solide sau lichide în suspensie și să se elimine dioxidul de carbon sau hidrogenul sulfurat în cazul în care una dintre acestea sau chiar amândouă există în compoziția gazului.

În afară de aceasta, gazele au o anumită umiditate conținând apă sub formă de vapori. Prezența acestora poate conduce în condiții de presiune și temperatură la formarea unor compuși ai hidrocarburilor cu apa care se depun pe pereții conductei. În felul acesta se ajunge în cele din urmă la obturarea completă, întrerupându-se transportul. Pentru evitarea unor astfel de situații se recomandă respectarea celor tratate în continuare.

4.2. Separarea gazelor

4.2.1. Generalități

Cea mai importantă misiune de funcționare a instalațiilor tehnologice de suprafață la o sondă de extracție a gazelor naturale este separarea și reținerea impurităților lichide și solide aduse din strat o dată cu gazele sau rezultate prin condensare ca urmare a scăderii temperaturii.Pentru separarea gazelor s-au construit și experimentat mai multe tipuri de separatoare bazate atât pe forțe centrifugale și de adeziune, cât și gravitaționale.

Separarea și deshidratarea gazelor se poate face la fiecare sondă în parte în punctul inițial al conductei înaintea stațiilor de uscare și comprimare, funcție de parametrii de exploatare ai sondelor, distanța între sonde și de calitatea și cantitatea lichidelor reținute. Curățirea gazelor de impurități mecanice (nisip, noroi, roci diseminate) și lichide, după ieșirea din sondă, se efectuează îm recipiente metalice datorită factorilor:

forța gravitațională;

schimbarea bruscă a curentului de gaze;

forțe centrifuge în cazul turbulenței gazelor;

contactul dintre curentul de gaze și o suprafață lichidă sau una solidă umedă;

trecerea gazelor prin filtre, membrane.

Eficiența procesului de separare depinde de:

tipul și dimensiunile separatorului;

construcția separatorului;

modul de introducere al gazelor;

viteza curentului de gaze;

proprietățile fizice ale amestecului de gaze;

regimul tehnologic de separare.

Principiul de funcționare al separatoarelor utilizate în industria gazului metan se bazează pe depunerea particulelor în stare de suspensie în următoarele grupe:

gravitaționale (orizontale și verticale);

inerțiale ( separatoare cu ciclon);

mixte.

Pentru dimensionarea separatorului gravitațional se ia în considerare viteza limită de cădere a particulelor solide sau lichide care se află în suspensie în gazul din separator. Prin viteza limită de curgere se înțelege viteza constantă de cădere a particulelor care se realizează la puțin timp după începerea căderii în mediul gazos. Pentru ca particulele din suspensie să înceapă să se separe trebuie ca viteza ascensională a curentului de gaze v, să fie mai mică decât viteza limită de cădere v0. Deci vom avea următoarele situații:

dacă va < v0 particulele se depun;

dacă va = v0 particulele rămân în suspensie;

dacă va > v0 particulele vor fi antrenate de curentul de gaze fără să se depună.

Viteza ascensională a curentului de gaze este dată de relația:

;

unde: va – este viteza ascensională a curentului de gaze [m/s];

Qg – debitul de gaze [m3N/zi];

k – coeficientul de utilizare a secțiunii separatorului;

F – secțiunea separatorului [m3];

Z – factorul de abatere;

p0 – presiune atmosferică [bar];

p – presiunea din separator [bar];

T – temperatura fluidelor din separator [K];

T0 – temperatura standard [K].

Dacă se consideră că particula este din apă, viteza limită de cădere este:

;

Dacă în cazul diferențelor de densitate se neglijează ρg în raport cu ρa , care se ia egal cu 1000 kg/m3 și se scoate de sub radical, rezultă:

;

;

unde: v0 – este viteza limită de cădere [m/s];

μ – vâscozitatea dinamică a gazului [N ·s/m2];

ρg , ρa – densitatea gazului, respectiv a apei [kg/m3];

p – presiunea din separator [Pa];

M – masa moleculară a amestecului de gaze [kg/kmol];

Z – factorul de abatere;

R – constanta universală a gazelor R = 8314 [J/kg ·K];

T – temperatura gazelor din separator [K].

Datorită faptului că în separatoarele gravitaționale, separarea particulelor se realizează în curent ascendent de gaze, se separă numai particule cu diametre mai mari de 0,2 mm, iar particule cu dimensiuni mai mici rămân în masa curentului de gaze.

4.2.2. Separatorul vertical

Pentru determinarea diametrului separatorului vertical se consideră va = 0,75v0 . Diametrul separatorului este dat de relația: ;

unde: D – este diametrul separatorului [m];

v0 – este viteza limită de cădere [m/s];

Qg – debitul de gaze [m3N/zi];

p – presiunea din separator [bar];

T – temperatura fluidelor din separator [K];

Z – factorul de abatere.

Dimensionarea separatorului vertical al sondei

Datele necesare dimensionării separatorului:

debitul de gaze Qg = 209000 [m3N/zi];

vâscozitatea dinamică a gazului μ = 10,91 ·10-6 [N ·s/m2];

factorul de neidealitate al gazelor Z = 0,965;

constanta universală a gazelor R = 8314 [J/kg ·K];

masa moleculară a amestecului M = 16,183 [kg/kmol];

presiunea din separator p = 17,01 [bar];

temperatura fluidelor din separator T = 289,53 [K];

densitatea gazului la presiune și temperatura dată:

kg/m3

Determinarea vitezei gazului în interiorul separatorului vertical:

m/s ;

Determinarea diametrului separatorului, m:

m ;

Din STAS 913-96 se aleg 4 separatoare de tipul SVB 40-800×3, cu următoarele caracteristici:

presiunea maximă de lucru pmax = 40 bar;

temperatura maximă de lucru Tmax = +60 ºC;

capacitatea de separare lichid, 1000 m3/zi;

diametrul interior al recipientului di = 800 mm;

înălțimea nominală Ha = 3000 mm;

înălțimea totală H = 3865 mm;

diametrul nominal al racordului la:

intrare 100 mm;

ieșire gaze 100 mm;

ieșire lichid 50 mm;

masa separatorului = 1350 kg;

masa separatorului, inclusiv armăturile = 1600 kg;

În următoarea figură este prezentat separatorul vertical.

1 – corpul separatorului

2 – intrarea gazelor

3 – ieșirea gazelor

4 – țeava de scurgere

5 – robinet de scurgere

6 – supapă de siguranță

Fig. 4.1. Separator vertical

4.2.3. Separatorul orizontal

Separatoarele orizontale de gaze sunt recipiente sub presiune destinate să separe faza lichidă de cea gazoasă și pot fi:

bifazice – separă numai gazele de lichid;

trifazice – separă două faze lichide și una gazoasă.

Separatoarele se construiesc în funcție de presiunea gazului și prezintă următoarele avantaje:

capacitate de separare mai mare față de cele verticale la aceleași dimensiuni și condiții de lucru;

montarea și întreținerea lor sunt mai ușoare și mai ieftine.

Separatoarele orizontale au o suprafață mai mare de separație între spațiul de gaze și spațiul de lichid ceea ce ușurează eliminarea bulelor de gaze antrenate de lichid. Separarea particulelor lichide din gaze se realizează prin micșorarea vitezei, direcția de depunere a particulelor lichide și solide este verticală.Pe porțiunea orizontală a conductei, unde nu există schimbări de direcție, depunerea particulelor se realizează pe o distanță mai mare sau mai mică, în funcție de viteza gazului, de dimensiunile particulelor, de natura acestora și de diametrul conductei.Viteza gazului într-o conductă se poate calcula astfel:

unde: vg – viteza limită de cădere vg = 10 · v0 [m/s];

Qg – debitul de gaze [m3N/zi];

Z – factorul de abatere.

T – temperatura fluidelor din separator [K];

D – este diametrul separatorului [m];

p – presiunea din separator [bar].

Dimensionarea separatorului orizontal de la stația de uscare.

Datele necesare dimensionării separatorului:

debitul de gaze Qg = 209000 [m3N/zi];

vâscozitatea dinamică a gazului μ = 10,91 ·10-6 [N ·s/m2];

factorul de neidealitate al gazelor Z = 0,965;

constanta universală a gazelor R = 8314 [J/kg ·K];

masa moleculară a amestecului M = 16,183 [kg/kmol];

presiunea din separator p = 17,01 [bar];

temperatura fluidelor din separator T = 289,53 [K];

densitatea gazului la presiune și temperatura dată:

kg/m3

Determinarea vitezei gazului în interiorul separatorului vertical:

m/s ;

Determinarea diametrului separatorului:

m;

Pentru condițiile de presiune de 17,01 bar, se aleg doua separatoare orizontal tip SOB 70-600×3, cu următoarele caracteristici:

pmax = 40 bar;

Tmax = 60 ºC;

D = 0,8 m;

L = 3 m.

Tabel 4.1.

Separatoarele standardizate ce se pot folosi la sondele pe care le-am calculat sunt de tip SVB 40-800×3 sau SOB 70-600×3.

4.3. Tratarea gazelor naturale

4.3.1. Stația de uscare gaze

Pentru asigurarea normelor de calitate a gazelor, impuse de consumatori, cât și a unui transport monofazic pe conducte al gazelor pentru prevenirea unei eventuale acumulări a criohidraților sau de lichide, care ar conduce la obturarea și implicit la diminuarea capacității de transport, se impune ca gazele, înainte de a fi introduse în conducta magistrală, să fie trecute printr-o stație de uscare.

Metode de uscare a gazelor:

prin comprimare și / sau răcire;

prin absorbție în lichide hidroscopice (glicoli, soluții de clorură de calciu și litiu);

prin absorbție pe substanțe solide activate (alumină activată, silicagel, site moleculare).

La stația de uscare se face tratarea gazelor, adică separarea de impurități solide și lichide, uscarea gazelor precum și odorizarea acestora. Gazele naturale nu au miros, de aici necesitatea odorizării lor, care este obligatorie în sistemele de alimentare cu gaz.

Pentru metan limita inferioară de aprindere în amestec cu aerul corespunde la o concentrație de volum de 5,3%.Intensitatea odorizării trebuie să permită recunoașterea gazelor în concentrație volumică de 1% în aer.Condițiile care trebuie îndeplinite de susntanța odorizantă sunt: să aibă un miros puternic și neplăcut, distinct de alte mirosuri; să nu sporească gradul de coroziune al conductelor; să fie suficient de volatilă, pentru a se vaporiza ușor; să ardă complet.

Deoarece punctul de rouă al gazelor caracterizează umiditatea lor și definește temperatura de saturație (adică momentul apariției primelor picături de apă) se definește astfel depresiunea punctului de rouă: numărul de grade cu care scade temperatura de saturație a gazelor când presiunea amestecului rămâne constantă.

4.3.2. Deshidratarea gazelor naturale prin absorbție

Absorbția este operația prin care unul sau mai mulți dintre componenții unui amestec gazos se separă prin dizolvare într-un lichid.

Elemente teorecite privind absorbția

Absorbția este un fenomen de transfer de masă între două faze, determinat de gradientul de concentrație din fiecare fază, acesta indicând și poziția în care se află fazele față de condițiile de echilibru. Deplasarea moleculelor se face de la nivelul ridicat către cel scăzut.

Într-un sistem format dintr-o fază gazoasă și una lichidă se stabilește un echilibru microscopic care depinde de natura gazului și lichidului, de temperatură și presiune. Gazul se va dizolva în lichid până la atingerea unei concentrații de echilibru. Dacă concentrația gazului în lichid este mai mare decât de echilibru, excesul de gaze absorbit prin desorbție trece în faza gazoasă.Pentru un anumit gaz și un anumit lichid, concentrația de echilibru este funcție de temperatură și presiune.Trecerea unui component din faza gazoasă în faza lichidă se realizează în etape succesive:

migrarea componentului din faza gazoasă spre interfața gaz-lichid;

deplasarea moleculelor în interiorul fazei lichide;

în imediata vecinătate a interfeței dizolvarea componentului solubil provoacă o sărăcire a fazei gazoase și o îmbogățire a fazei lichide, existând față de interfață doi gradienți de concentrație specific fiecărui film.

Absorbere

Absorberele (utilajele pentru absorbție) sunt aparate staționare sau mașini cu piese mobile care trebuie să îndeplinească următoarele condiții necesare sau avantajele absorbției:

conducerea adecvată a gazului și lichidului, de preferință în contracurent;

suprafață cât mai mare de contact între gaz și lichid prin divizarea fluidelor în filtre subțiri, stropi sau bule;

viteze mari ale fluidului, uneori prin recircularea lor;

evitarea înfundărilor prin eventualele depuneri de precipitate, cruste;

emanarea căldurii rezultate din solvirea gazului sau a reacției dintre gaz și lichid;

pierderea mică de presiune la curgerea fluidelor;

consum mic de energie;

eficacitate mare, cost redus, funcționare sigură;

materiale rezistente la agresivitatea chimică a fluidelor.

În mod convențional, absorberele se împart în următoarele categorii:

absorbere de suprafață;

absorbere prin barbotare;

absorbere cu umplutură;

absorbere prin pulverizarea absorbantului;

absorbere diverse.

Tipurile de coloane de absorbție pot fi:

verticale, cu talere, contact în contracurent;

verticale, cu “paching” din material ceramic, plastic sau sârmă (pentru coloane cu diametre mici);

orizontale, cu diferite dispozitive (talere, pachinguri, etc.), cu contact gaze + apă / glicoli, în echicurent.

Princiul de funcționare al unei stații de deshidratare prin absorbție

Uscarea cu glicoli se realizează prin contactul dintre gazele naturale umede la presiune relativ înaltă și temperatură scăzută și glicolii (DEG, TEG, TtEG) la presiune scăzută și temperatură înaltă.

Tehnologia deshidratării prin absorbție cu glicoli cuprinde două circuite principale:

circuitul gazelor;

circuitul glicolului.

Circuitul gazelor

Aceste circuite se realizează prin mai multe scheme și variante tehnologice. Gazul umed este trecut printr-un epurator pentru reținerea impurităților lichide și solide și intră în coloana de absorbție pe la partea inferioară. Gazele circulă printre materialul de umplutură având o mișcare ascendentă. În coloană se realizează un contact intim între gaze și glicol. Gazele deshidratate sunt introduse în conducta de transport.

Circuitul glicolului

Glicolul concentrat intră în partea superioară a coloanei de absorbție, are o mișcare descendentă din taler în taler, deci în contra curent cu gazul umed.

Soluția de glicol îmbogățită cu vapori de apă absorbiți, este extrasă pe la partea de jos a coloanei de absorbție și pompată într-un schimbător de căldură (preîncălzire) la vasul de acumulare și apoi în coloana de stripare (regenerare). Aburul circulă în sus din reboiler și stripează vaporii de apă din soluție de glicol – apă care curg în jos prin încărcătura din striper.

Vaporii de glicol antrenați de vaporii de apă care urcă în coloană sunt condensați în secțiunea superioară și se reîntorc în reboiler. Vaporii care nu au putut fi condensați ies prin vârful coloanei (striperului) și sunt prinși într-un vas. Glicolul regenerat curge printr-un deversor și un schimbător de căldură și apoi în vasul tampon de unde este pompat în partea superioară a coloanei de absorbție la presiunea de operare.

Fig. 2.5. Uscare a gazelor folosind metoda absorbției

Instalațiile de deshidratare

Coloana de absorbție este un vas cilindric vertical, cu construcție specifică în raport cu diametrul: coloanele cu diametru mare sunt cu taler și clopot; coloanele cu diametru mic sunt cu umplutură.Reboilerul furnizează căldura necesară separării printr-o distilare simplă a glicolului de apă absorbită. Are forma unui cilindru orizontal care primește soluția de glicol cu apă din coloana de absorbție.

Striperul (coloana de absorbție). Apa din glicolul hidratat este scoasă prin fierbere. Vaporii de apă sunt evacuați prin partea superioară. Pentru a recupera glicolii care se află împreună cu vaporii de apă, aceștia sunt trecuți printr-un vas de reflux.

În tratarea prin absorbție a gazelor naturale, la producători și transportatori, intervin următorii factori esențiali, față de utilizarea inhibitorilor:

debite de gaze naturale mari (3-10 mii m3/zi) în cazul producției proprii și peste aceste valori (10-50 mii m3/zi) în cazul exporturilor sau a tranzitului continental și intercontinental, precum și pentru importantele depozite subterane;

necesitatea regenerării și recuperării solvenților atât din motive economice, cât și pentru a nu vicia compoziția gazelor naturale aval de stația de uscare prin absorbție;

realizarea unui punct de rouă impus în controlul permanent al acesteia;

desfășurarea activității stației în mod continuu, controlul automat al proceselor, siguranța în exploatare, urmărirea prin sistem integrat tip SCADA;

utilizarea unor cantități foarte mari de solvent lichid față de scopul de “inhibitor”;

Procedeele de deshidratare prin absorbție comportă:

absorbanți organici recuperabili prin regenerare:

monoetilen glicolul (MEG);

dietilen glicolul (DEG);

trietilen glicolul (TEG);

tetraetilen glicolul (T1EG);

absorbanți organici nerecuperabili prin regenerare:

metanol (alcool metilic);

acetonă;

absorbanți anorganici;

clorură de calciu;

clorură de sodiu;

clorură de magneziu.

Pentru obținerea unui punct de rouă acceptabil (-5 ºC ÷ -8 ºC) se poate utiliza glicolul, în instalații de absorbție simple, ușor operabile și care permit o automatizare fiabilă, dar cu costuri crescute de operare (solvent). Tendințele moderne în industriile gaziere, optează pentru utilizarea dietilen glicolului (DEG) pentru puncte de rouă relativ ridicate (-5 ºC ÷ -8 ºC) și trietilen glicol (TEG) pentru puncte de rouă mai coborâte. De asemenea se ține seama de capacitatea de regenerare a trietilen glicolului până la o concentrație de 99,955%, de pierderile mici prin vaporizare, temperatura inițială de descompunere, etc. Tetraetilen glicolul se utilizează în cazuri speciale, pentru punctele de rouă între -25 ºC ÷ -40 ºC.

În industria gazelor naturale se utilizează absorbția cu absorbanți lichizi, organici, recuperabili prin regenerare, dintre aceștia cel mai utilizat fiind trietilen glicolul (TEG) pentru performanțele ce se pot obține (pierderi mici prin vaporizare), la un cost rezonabil, utilizând pentru contact coloane cu talere și circuit gaz + apă / TEG în contracurent..

Deosebirea între instalațiile de uscare prin absorbție și cele prin adsorbție, constă în natura fenomenelor luate în considerare, a adsorbanților utilizați, a variației parametrilor gazelor naturale supuse tratării și a parametrilor de exploatare a stațiilor, a tehnologiilor de uzinare și a desicanților de care se dispune la un anumit moment.

Mecanismul adsorbției este mai complicat decât al absorbției și cu toate cercetările în domeniu nu s-au putut stabili relații matematice, cu aplicabilitate directă în proiectare, fiind necesare experimentări de laborator și mai ales rezultatele din practica industrială.

Procedeele de uscare a gazelor naturale prin absorbție în glicoli se preferă atunci când contractele de vânzare-cupărare a gazelor naturale ce urmează a fi transportate prin conducte au specificația tipică a umidității egală cu 7 lbs/MMscf sau 18,5 mg H2O/Nm3 ceea ce corespunde la un punct de rouă cuprins de regulă între 0 și 12 ºC în funcție de presiunea gazului.

Instalațiile de deshidratare prin absorbție au următoarele avantaje:

cheltuieli de investiție reduse;

costuri de exploatare acceptabile;

pierderi de presiune reduse în instalații;

se pot deshidrata gaze naturale cu presiuni joase și temperaturi relativ mari:

trietilen glicolul nu reacționează chimic cu gazele naturale, nu se descompune la temperaturile de operare, nu are vâscozitate ridicată și nu produce pierderi mari prin evaporare, permițând scăderi ale punctului de rouă de 36 ºC – 42 ºC. TEG este folosit pentru deshidratarea gazelor naturale cu temperaturi foarte mari la ieșirea din sonde sau stații de comprimare.

Procedeele de uscare cu glicoli prezintă și unele dezavantaje legate de următoarele probleme care apar în timpul funcționării: oxidarea și descompunerea termică a glicolului, contaminarea lui cu săruri și cu hidrocarburi lichide, acumularea de particule solide și de hidrocarburi asfaltice, spumarea, etc.Gazele care conțin apă sărată, nu pot fi uscate prin absorbție cu glicoli, deoarece sarea se va depune pe țevile refierbătorului și va necesita periodic, întreruperea procesului pentru curățire. Instalațiile de absorbție cu glicoli, funcționează numai cu supraveghere automată și sunt mai greu de realizat, datorită dificultăților în procurare și exploatare care constituie monopolul câtorva firme străine.Stațiile de deshidratare prin adsorbție generează pierderi de presiune în fluxul de gaze prin patul de adsorbanți din coloane și în restul instalațiilor și de aceea această tehnologie nu este indicată la câmpuri de gaze cu un pronunțat declin de presiune și debite.

Prin adsorbție pe site moleculare se pot realiza scăderi ale punctului de rouă foarte mari (mai mari de 80 ºC, față de 40…50 ºC în cazul uscării prin absorbție în glicoli) cerute de unele procese tehnologice. De exemplu, în cazul demetanării gazelor naturale la temperaturi foarte joase (de exemplu, -100 ºC), umiditatea gazelor trebuie redusă sub 10 ppm.

Avantaje și dezavantaje ale stațiilor de uscare pe principiul adsorbției:

materialul adsorbit este de regulă fabricat în România în limitele unui cost acceptabil;

proiectarea, construirea și exploatarea acestor tipuri de stații sunt relativ simple, iar cheltuielile investiționale și de exploatare sunt de asemenea relativ reduse

Dezavantaje:

concordanța între variabilitatea parametrilor fluxului de gaze naturale și constanța fizică a parametrilor constructivi ai coloanelor stației (ceea ce în condițiile de declin de debite și presiuni are consecințe mergând până la anularea utilizării stațiilor prin adsorbție;

căderile de presiune ajung până la 3,5 bar în astfel de stații și reprezintă un aspect defavorabil mai ales în condițiile scăderii generalizate a presiunilor în rețelele de transport și distribuție a gazelor naturale;

prin efectul de barbotare a granulelor de desicanți solizi iau naștere particule de praf; acestea apar datorită frecărilor și ciocnirilor mecanice; praful are un efect dăunător asupra stațiilor de compresoare, în general asupra pieselor în mișcare și provoacă uzuri prin abraziune conductelor și instalațiilor tehnologice;

utilizarea sitelor moleculare pentru adsorbție îmbunătățește performanțele tehnice față de adsorbanții solizi, dar crește consumurile energetice și prețul desicanților;

sitele moleculare (adsorbție) au un grad de deshidratare ridicat chiar și la o variație de parametri, dar în anumite limite.

Avantajele procedeelor de uscare bazate pe absorbție față de cele bazate pe adsorbția vaporilor de apă pe solide desicante:

deshidratarea prin absorbție este un fenomen continuu față de adsorbție care este discontinuu, fapt ce permite în cazul absorbției simplificarea procesului tehnologic, automatizarea acestuia și creșterea randamentului de utilizare a instalației;

pierderea de presiune în coloana de absorbție a vaporilor de apă în glicoli este de 0,35…0,7 bar în timp ce pierderea de presiune prin turnul de adsorbție este de 0,7…2,1 bar;

consumul de energie raportat la kilogramul de apă eliminată din substanța desicantă în procesul de regenerare este mai mic în cazul glicolului;

glicolii sunt mai rezistenți la contaminanții din sistem, hidrocarburile și apa reținută din gaze deteriorând rapid solidul desicant; de asemenea această deteriorare are loc și ca urmare a șocurilor mecanice la scăderea și creșterea bruscă a presiunii, a șocurilor termice și a contaminării cu gazele acide (H2S, CO2, R-SH) din gazele naturale;

la deshidratarea cu glicoli fiind două fluide cu debite variabile (gazul brut și glicolii) instalația este elastică și suportă variații de parametri a gazelor supuse tratării mult mai eficient decât deshidratarea prin adsorbție unde intervine un parametru variabil (gazele) și o construcție fixă (patul de desicanți solizi);

eventualele pierderi de glicoli în curentul de gaze tratat, nu agresează mecanic instalațiile tehnologice din avalul stației de uscare prin adsorbție, dar pot influența parametrii de compoziție chimică a gazelor;

costurile de operare sunt mai scăzute pentru stațiile de absorbție;

costul glicolilor este mai ridicat decât cel al desicanților solizi, dar este comparabil cu cel al sitelor moleculare;

glicolii (DEG, TEG) sunt mai rezistenți la contaminarea cu impuritățile solide, lichide și compuși chimici din gazele supuse deshidratării;

la capacități similare ale instalațiilor de deshidratare, stațiile prin absorbție, ocupă o suprafață de teren mai mare, dar acesta nu este un dezavantaj în cazul în care nu se pune problema terenului.

Fig. 3.1. Costurile investiționale pentru realizarea stațiilor de uscare a gazelor prin adsorbție și absorbție

Fig. 3.2. Costurile de exploatare pentru stații de uscare prin adsorbție și absorbție

4.3.4. Descrierea principală a unei stații de uscare prin absorbție cu glicoli (DEG, TEG, TTEG)

Procedeul se bazează pe proprietatea glicolilor de a absorbi ușor vaporii de apă la temperaturi scăzute, vapori cedați apoi la temperaturi ridicate.Dietilen glicolul (DEG) a fost primul glicol folosit la uscarea gazelor naturale. Apoi s-a trecut la folosirea trietilen glicolului (TEG). Acesta din urmă, împreună cu soluțiile apoase de clorură de litiu și de calciu este folosit și la uscarea aerului.Uscarea cu glicoli se realizează prin contactul dintre gazele naturale umede la presiune relativ înaltă și temperatură scăzută și glicoli (DEG, TEG, TtEG) la presiune scăzută și temperatură înaltă.Procedeele prin absorbție se diferențiază în primul rând, după tipul absorbantului folosit: procedeul cu monoetilen glicol, procedeul cu dietilen glicol, procedeul cu trietilen glicol, etc. O descriere a fiecărui procedeu în parte nu este utilă deoarece principiile de bază sunt aceleași.În continuare se va prezenta în principiu, instalația de uscare cu trietilen glicol și dietilen glicol, soluție larg răspândită pe plan european în deshidratarea gazelor naturale. Tehnologia deshidratării prin absorbție cu glicoli cuprinde două circuite principale: circuitul gazului și circuitul glicolului.

Circuitul gazului:

Gazele naturale provenite din extracție sunt introduse în unul sau mai multe scrubere în care gazele naturale sunt spălate cu apă pentru separarea spumanților folosiți în extracție ca stimulatori, apa uzată fiind apoi eliminată;

Gazele naturale umede sunt trecute apoi printr-o baterie de separatoare – filtre, pentru eliminarea apei libere și a particulelor solide;

Ulterior reținerii apei libere și a particulelor solide, gazele naturale se introduc în absorbere, pe la partea inferioară, fiind menținute la o presiune constantă printr-o buclă de reglare a presiunii. Aici gazele circulă spre partea superioară a coloanei prin talere cu barbotare din coloană, unde se realizează contactul dintre glicol și vaporii de apă conținuți în gaze, care sunt cedați glicolului;

Gazele trec printr-un extractor de ceață spre vârful coloanei pentru reținerea lichidului antrenat. Înainte de a fi introduse în conducta de transport, gazele deshidratate, ieșite din coloana de absorbție, sunt trecute printr-un schimbător glicol-gaz.

Absorberul este format în principiu din trei secțiuni:

partea de bază prin care intră gazele naturale umede, de fapt tot un separator, prin care se imprimă gazului o mișcare tangențială în vederea adâncirii separării impurităților lichide libere ce se evacuează printr-un controlor automat de nivel;

partea centrală prevăzută cu un număr de talere cu clopoței (4-8);

partea superioară prin care ies gazele uscate, prevăzută cu separare cu demister sau coalescență pentru reținerea antrenărilor din glicoli;

Circuitul glicolului

Glicolul concentrat este introdus în partea superioară a coloanei de absorbție, în contracurent cu fluxul de gaze umede, curgând din taler în taler. Astfel are loc transferul de masă care crește cu numărul de talere, adâncind, prin absorbția apei sub formă de vapori de către glicoli nesaturați punctul de rouă ce se dorește a fi realizat;

Glicolul îmbogățit cu vaporii de apă absorbiți se adună în partea de jos a coloanei absorbantului (deasupra spațiului destinat separării apei libere), de unde, după o separare-filtrare (de regulă în trei trepte cu cartușe, cu cărbune activ, etc.) se introduce în instalația de regenerare a glicolului.

Regenerarea glicolului comportă:

schimbul de căldură între glicolul îmbunătățit cu apă și cel sărac (uscat);

încălzirea glicolului bogat și vaporizarea apei într-un boiler încălzit cu arzător cu flacără directă;

apa absorbită de glicol se evaporă la presiunea atmosferică în încălzitor. Aceasta poate antrena hidrocarburile grele, constituenți din sulf etc., care după condensarea apei, sunt dirijate spre un coș și arse;

glicolul cald este trimis într-o coloană de distilare în contracurent cu glicolul rece, unde are loc condensarea vaporilor de apă și eliminarea automată a apei libere;

glicolul regenerat este răcit într-un schimbător glicol bogat – glicol sărac, depozitat în vasul tampon, de unde după ce va ceda căldura de la 195ºC la circa 35 ÷ 38 ºC, se reintroduce în rezervor și absorber cu ajutorul pompelor de glicol sărăcit.

Instalația clasică de uscare a gazelor naturale du DEG sau TEG.

Conform acestei scheme, gazul natural intră la baza coloanei de absorbție 1 unde circulă în contracurent ci glicolul regenerat (concentrat) introdus pe la vârf. Glicolul îmbogățit cu vapori de apă din gaz (diluat) părăsește coloana de absorbție pe la bază, trece prin schimbătorul de căldură 3, vasul separator de faze (de degazare) 4, filtrul 5 și intră apoi la coloana de regenerare 6. Această coloană este o coloană clasică de fracționare care separă pe la vârf componenta mai volatilă (apa), iar pe la bază, componenta mai puțin volatilă (glicolul de concentrație dorită).În cazul când se urmărește o concentrație mai avansată, fracționarea se face în vid, pentru a nu se depăși în refierbător temperatura de descompunere termică a DEG sau TEG. Glicolul astfel regenerat este preluat cu o pompă din baza coloanei 6, trecut prin schimbătorul de căldură 3 și răcitorul 8 și introdus la vârful coloanei de absorbție

Fig. 3.9. Variația punctului de rouă a gazului cu concentrația TEG

și temperatura de intrare a acestuia în absorbție

Gazul natural uscat părăsește coloana de absorbție 1 pe la vârf, trece prin vasul separator de lichid antrenat mecanic (în alte instalații acest vâscozitatea s-a eliminat dar s-a introdus un demister la vârful coloanei).

Separarea prin fracționare a apei de DEG sau TEG este foarte ușoară, necesitând un număr mic de talere și rații foarte mici de reflux deși pentru produsul de vârf (apa) se impun concentrații foarte mari (99,99 %) în vederea reducerii pierderilor de glicoli.

Separarea ușoară se datorează diferențelor mari dintre temperaturile normale de fierbere ale celor doi componenți (apă și glicol) dar mai ales datorită volatilităților relative, foarte mari ale celor două binare apă – DEG și apă – TEG ca urmare a formei curbelor de echilibru lichid-vapori. Din acest motiv coloana de concentrare a glicolilor este o coloană mică atât ca înălțime, cât și ca diametru. De aceea, de multe ori, ea este prevăzută cu umplutură și nu cu talere.

Datorită ușurinței de concentrare a glicolului în cazurile când nu se cere o uscare avansată a glicolului și deci nici o concentrare avansată a glicolului, acesta din urmă se poate introduce direct în refierbătorul coloanei de regenerare. Aceasta înseamnă că prin simpla vaporizare la echilibru din refierbător se poate obține concentrația dorită a glicolului, respectiv 97…98,5%.Gradul de uscare a gazului natural, respectiv depresiunea punctului de rouă este funcție (conform datelor de echilibru gaz-vapori și apă-glicoli) de concentrația glicolului regenerat și de temperatura medie de contactare din absorbție (figura 3.9.).

Instalațiile moderne au fost îmbunătățite prin folosirea unor procedee noi de concentrare a glicolului față de procedeul clasic de fracționare în vid: concentrare prin stripare cu gaze calde și concentrare prin fracționare azeotropă.

Instalația de deshidratare prin absorbție cuprinde:

1. Echipamentul tehnologic de bază reprezentat prin:

coloana de absorbție în contracurent;

coloana de absorbție în echicurent.

2. Echipamentul tehnologic auxiliar. Principalele piese ale acestui echipament sunt:

extractor de ceață;

schimbător de căldură;

pompe de glicol;

aparate și dispozitive de măsură, reglare și control.

3. Echipamentul de regenerare și manipulare pentru glicoli cuprinde ca piese principale:

reboiler;

striperul sau coloana de desorbție;

rezervoare de depozitare.

Pentru regenerarea glicolilor se folosesc trei sisteme principale:

sistemul deschis atmosferic;

sistemul închis atmosferic „plus”;

sistemul sub vacuum.

a. Coloana de absorbție

Tipul în contracurent este cel mai eficace. Coloanele de absorbție sunt vase cilindrice verticale, cu construcție interioară specifică, în raport cu diametrul lor. Cele cu diametru mai mare au în interior plăci barbotoare (talere și clopot), iar cele cu diametru mai mic sunt cu umplutură – „paching” – din material ceramic, plastic sa sârmă.

La coloanele cu diametrul mai mic pachingul este tot atât de eficace ca și plăcile care nu se pot adopta cu succes la diametre mici. La cele cu diametru mai mare pachingul poate să dea naștere la canalizări.

a.1. Coloana de absorbție cu talere cu clopoței

Dintre dispozitivele de contactare gaz lichid sau vapori-lichid, talerul cu clopoței reprezintă unul dintre cele mai cunoscute și mai utilizate tipuri de talere. Schema unui taler cu clopoței și a coloanei prevăzută cu asemenea talere este prezentată în figura 3.16. Se observă că vaporii care trebuie să reacă prin taler, trec mai întâi prin coșuri, apoi prin fantele clopoțeilor care produc, la o viteză a gazului de 1…5 m/s, o fină dispersare a acestuia prin lichid. Eficacitatea coloanei corespunzătoare unui contact cât mai intim între glicoli și gazele supuse tratării, se realizează, în primul rând printr-o proiectare convenabilă a umpluturii interioare. Printr-o distribuție corespunzătoare se previne canalizarea glicolului de-a dreptul pereților coloanei de absorbție. Dacă clopoțeii sunt așezați prea aproape unul de altul, antrenarea de glicol în gaz va crește și eficacitatea deshidratării va scădea. Numărul de clopoței determină numărul posibilităților de contact gaz-glicol. Prin adaos de talere suplimentare se realizează o deshidratare mai adâncă, respectiv o depresiune mai mare a punctului de rouă.

Capacitatea coloanelor cu talere cu clopoței este determinată de doi factori:

viteza vaporilor;

viteza de curgere a lichidului.

Acești factori sunt limitativi deoarece depășirea unei viteze maxime admisibile a gazului prin secțiunea liberă a coloanei sau a lichidului prin deversor duc la o fracționare defectuoasă a coloanei.

O viteză excesivă a vaporilor prin coloană produce antrenarea mecanică a picăturilor de lichid și diminuează eficacitatea talerului, iar când viteza crește peste o anumită valoare carespunzătoare punctului de încercare a coloanei, antrenările devin atât de mari încât lichidul nu se poate scurge prin deversare.Deducerea vitezei vaporilor are însă ca efect reducerea eficacității talerului precum și reducerea capacității de prelucrare a coloanei, iar spațiile mai mari de la vârf respectiv vasele separatoare de picături măresc cheltuielile de investiții

În principiu, un taler reprezintă o placă orizontală pe care curge transversal un lichid având o adâncime de câțiva centimetri și prin care barbotează fluxul de gaz sau vapori. Pentru a permite trecerea vaporilor prin lichidul de pe talere, acestea sunt prevăzute cu orificii de diverse tipuri:

a. talere cu un singur deversor;

b. talere cu două deversoare laterale și unul central

Fig. 3.10. Schema unui taler cu clopoțe

Fig. 3.11. Schema amplasării deversoarelor pe talere

Fig. 3.12. Tipuri de deversoare : a) tip circular; b) tip coardă.

Prin montarea coloanelor în etaje (vezi Fig. 3.11) lichidul curge din taler prin așa numitul deversor care poate fi circular sau de tip coardă (Fig. 3.12). În funcție de sarcina de lichid, la valori mici se preferă deversorul circular, iar la valori mari, deversorul de tip coardă. De asemenea, coloana poate fi prevăzută cu un singur deversor lateral (vezi Fig. 3.11., a) cu două (vezi Fig. 3.12. b), trei, patru, șase sau chiar opt. Talerele mai pot fi prevăzute cu un singur deversor lateral de tip segment sau cu două deversoare laterale respectiv unul central.

Tabelul 3.4. Caracteristicile maselor separatoare de fabricație românească confecționate din sârmă

*Tip saltea „S” când D > 0,6 m și timp tampon „T” când D < 0,6 m.

Pentru coloane cu diametre mai mari de 0,3 m, masa separatoare se montează pe bare de susținere care însă trebuie să ocupe o secțiune cât mai mică din secțiunea de curgere a gazului. Pentru coloane cu diametre mai mici masa separatoare se poate monta direct fără ajutorul acestor bare.

Trebuie aleasă o distanță convenabilă între placa de sus și extractorul de ceață, spre a se preveni o depozitare excesivă de lichid pe extractorul de ceață.

În tabelul 3.4. sunt prezentate principalele caracteristici ale maselor separatoare fabricate în România, iar în tabelul 3.5. ale maselor separatoare Knit.

Tabel 3.5. Caracteristicile maselor separatoare de tip Knit [25]

.

Capitolul 5. STUDIUL COMPRIMĂRII GAZELOR NATURALE

5.1. Stații de comprimare a gazelor naturale

Agregatele de comprimare a gazelor naturale (grupuri turbocompresoare, motocompresoare sau electrocompresoare) din extracție, înmagazinarea sau transportul gazelor naturale se montează în cadrul unor instalații tehnologice complexe numite „stații de comprimare gaze”.

Stația de compresoare este o instalație complexă care modifică parametrii de stare ai gazelor comprimate folosind energia mecanică. Aceste stații se montează:

în câmpurile de gaze pentru compensarea pirderilor energetice datorate declinului natural al exploatării zăcămintelor de gaze;

în câmpurile petrolifere unde se aplică exploatarea petrolului prin erupție artificială în procesul de comprimare a gazelor;

la sondele de țiței aflate în exploatare prin pompaj de adâncime pentru aspirația gazelor asociate din coloanele sondelor;

pe conductele de transport gaze, pentru compensarea pierderilor de presiune datorate transportului gazelor la distanțe mari;

pentru înmagazinarea gazelor în depozite subterane;

pentru alte scopuri industriale (petrochimie, prelucrare gaze, etc.).

Stația de comprimare a gazelor trebuie să se compună din următoarele părți principale:

Instalația de separare și filtrare a gazelor naturale, pentru reținerea apei libere și a particulelor solide ce pot fi antrenate din conductele colectoare sau cele de transport.

Proiectarea și exploatarea corespunzătoare a acestei instalații este vitală pentru întreaga stație de comprimare, deoarece impuritățile solide și lichide din gazele supuse comprimării provoacă următoarele accidente, întotdeauna cu consecințe grave (pierderi de gaze, incendii, reducerea capacității de comprimare, etc.):

erodarea sau corodarea interioară a conductelor tehnologice din dotarea stației de comprimare și a armăturilor aferente acestora;

uzarea prematură sau distrugerea subansamblelor compresoarelor de gaze, ca de exemplu segmenții, cilindrii, pistoanele, supapele, rotoarele, paletajul statoric, piesele de etanșare, etc.;

obturarea parțială sau totală a unor părți din instalația tehnologică urmată de căderea de presiune, ce poate reprezenta în unele cazuri peste 30% din raportul de comprimare realizat de stația respectivă.

Claviatura tehnologică a stației este compusă din: porțiunea de conducte colectoare sau de transport din perimetrul stației, conductele de aspirație și refulare gaze, conductele colectoare de aspirație și refulare la care sunt legate grupurile de comprimare, by-pass-uri, interconectări, coșurile de gaze, refulatoarele, etc.

Pe lângă satisfacerea funcționalității tehnologice de a asigura accesul gazelor naturale la grupurile de comprimare și refularea acestora la presiunea necesară transportului, claviatura tehnologică trebuie să asigure:

evitarea amplificării vibrațiilor și a producerii fenomennului de rezonanță;

elasticitatea în manevre tehnologice curente sau în caz de avarii;

evitarea transmiterii dilatărilor sau contractărilor termice la grupurile compresoare;

posibilitatea realizării secvențelor automate la pornirea grupurilor compresoare, dacă sunt dotate în acest scop;

realizarea sigură și rapidă a oricărei manevre, mai ales în situații de avarii.

Instalația de măsurare a parametrilor tehnologici de bază (debite, presiuni, temperaturile gazului, etc.).

Această instalație este importantă pentru că furnizează datele necesare urmăririi funcționării corespunzătoare a stației, datele necesare dispecerizării și cele utile aprecierii randamentului activității de comprimare.

Presiunile trebuie urmărite și înregistrate cel puțin în următoarele puncte:

la racordarea aspirației și refulării stației în conducta colectoare sau de transport gaze:

înaintea bateriei de separare-filtrare și după aceasta;

la panoul de măsură a debitului (pe conducta de aspirație a stației);

la colectoarele de aspirație și refulare a stației;

pe aspirația și refularea fiecărui grup de comprimare gaze;

pe conducta ce alimentează stația de reglare și măsurare a gazului combustibil în cazul gazo-moto-turbocompresoarelor;

la panoul de măsură a acestui debit de gaze și la rampa de intrare a gazului combustibil la agregatele compresoare;

la toate vasele sub presiune la care normativele prevăd controlul presiunii.

Debitele de gaze se urmăresc și se controlează la:

aspirația stației de comprimare gaze;

gazul combustibil pentru acționarea gazo-moto-turbocompresoarelor;

gazele combustibile pentru utilitățile stației.

Temperatura gazelor se măsoară și se înregistrează cel puțin în următoarele puncte:

la panourile de măsurare a debitelor de gaze de pe aspirația stației și de la stația de reglare și măsurare pentru gaz combustibil și utilități;

la fiecare grup compresor, pe aspirație și refulare;

la instalațiile de răcire a gazului comprimat;

la colectorul de refulare sau pe conducta de refulare gaze a stației.

Temperatura gazelor este important de urmărit deoarece:

intervine direct în randamentul comprimării atât la compresoarele de gaze cu piston, cât și la cele centrifugale;

intervine în calculul debitelor de gaze pentru diferite instalații;

temperatura gazelor la refulare nu trebuie să depășească 50-60ºC, pe de o parte din motive de conservare a izolației conductelor la care este branșată stația, iar pe de altă parte deoarece coroziunile interioare sunt favorizate de temperaturile ridicate.

Grupurile compresoare pot fi:

compresoare centrifugale de gaze acționate de turbine cu gaze;

compresoare centrifugale de gaze acționate de motoare electrice;

compresoare cu piston acționate de motoare termice cu combustibil gazos;

compresoare cu piston acționate de motoare electrice.

Fiecare dintre aceste grupuri compresoare, care constituie utilajele de bază ale unei stații de comprimare gaze, pot fi de diferite tipuri constructive, trepte de comprimare, parametri, puteri, mărci de fabricație, etc., dar au comun principiul de funcționare și criteriile tehnico-economice care au condus la alegerea tipului respectiv.

Grupurile de comprimare din cadrul unei stații de comprimare pot lucra individual, în serie sau în paralel.

Instalația pentru separarea uleiului antrenat de gaze

La compresoarele cu cilindrii prevăzuți cu ungere, o cantitate cât de mică de ulei este antrenată de fluxul gazelor. De exemplu, la compresorul C280 fabricat de Faur București consumul de ulei este de 28 l / 24 h, iar la compresoarele moderne de tip Cooper Bessemer consumul de ulei este practic nul.

Pentru recuperarea uleiului din gazele comprimate se montează separatoare de ulei pe fiecare treaptă la refulare care pentru o îmbunătățire substanțială a procesului de separare (ulei și alte depuneri) pe conducta finală de refulare se montează o baterie de separatoare.

Alegerea separatoarelor se face ținând seama de viteza de curgere a gazului prin separatoare, viteză care permite depunerea particulelor de ulei. Relația folosită pentru dimensionarea separatorului este de forma: ;

unde: Qs este debitul de gaze comprimat supus separării [N ·m3/zi];

ps – presiunea gazelor din separator [bar abs];

Ts – temperatura gazelor din separator [K];

v – viteza gazelor admisă în separator [m/s].

Pentru viteză se recomandă următoarele valori:

v = 0,25 m/s pentru ps = 10 bar

v = 0,20 m/s pentru ps = 20 bar

v = 0,18 m/s pentru ps = 30 bar

v = 0,17 m/s pentru ps = 40 bar

v = 0,15 m/s pentru ps = 50 bar

Cunoscând suprafața totală S determinată mai sus, se poate calcula numărul de separatoare de ulei astfel: n = S/s

Pentru ultima treaptă de comprimare se poate renunța la montarea individuală a separatoarelor de ulei și se poate monta o baterie de separatoare de ulei pe conducta de refulare a gazelor din stație.

Instalația de răcire a gazelor comprimate

Gazele comprimate sunt refulate în rețeaua de transport. Condiția de temperatură este impusă de izolația anticorosivă exterioară a conductelor. La stațiile de compresoare care lucrează în alte procese industriale decât cele de transport, condițiile de temperatură pentru refularea gazelor sunt impuse de procesul respectiv.

La o stație de compresoare elementele următoare necesită răcire: cilindrii compresorului; motorul electric, motorul cu ardere internă cu piston; schimbătoarele de căldură pentru ulei; schimbătoarele de căldură montate pe treptele de comprimare; schimbătoarele de căldură montate pe conducta finală de refulare.

Cunoscând temperaturile de intrare și ieșire a gazului în schimbătoarele de căldură se poate determina cantitatea totală de căldură pe care trebuie să o preia apa de răcire. Știind că după comprimare gazele vor ieși cu o temperatură ti care trebuie redusă la o temperatură ti, cantitatea de căldură Qc se determină cu relația: Qc = Qm ·cp ·(t1 – t2) ;

unde: Qm – este debitul în masic de gaze [kg/h];

cp -căldura specifică molară la presiune constantă a gazelor [kcal/kg ºC].

Căldura totală ce va fi preluată de apa de răcire QT se compune din:

QT = Qcc + Qcm + Qc + Qu

unde: Qcc – este căldura preluată de la cilindrii compresor (se determină pe baza datelor furnizate de fabricantul compresorului) [kcal/h];

Qcm – căldura preluată din răcirea motorului electric [kcal/h];

Qc – căldura preluată de apa de răcire din schimbătoarele de căldură [kcal/h];

Qu – căldura preluată din răcitoarele de ulei (se determină pe baza datelor furnizate de producătorul răcitoarelor) [kcal/h].

Cunoscând QT , cantitatea totală de căldură din instalație care trebuie preluată de circuitul de răcire, se poate determina debitul necesar de apă: [kcal/h];

unde: ca – este căldura specifică a apei [kcal/h ºC];

qa – debitul necesar de apă [kg/h];

t2 – temperatura apei la ieșire din schimbătoarele de căldură (intrare în turn), t2 = 43…45 ºC;

t2 – temperatura apei la intrare în schimbătoarele de căldură (ieșirea din turnul de răcire), t2 = 33…35 ºC.

Circuitul de răcire se poate face:

central (prin intermediul unei stații centrale de pompe);

individual (prin pompe individuale aferente agregatului de comprimare).

După modul de răcire a apei avem:

circuit în sistem deschis (la turnul de răcire);

circuit în sistem închis (prin răcire cu apă).

La compresoarele acționate cu motoare termice cu piston, circuitul de răcire al motorului este independent de circuitul de răcire al gazului.

Gospodăria de energie electrică

Indiferent de tipul agregatelor de comprimare, gazo-moto-turbocompresoare sau electrocompresoare, fiecare stație de comprimare dispune de instalații electrice.

Bineînțeles că ponderea instalațiilor electrice în cadrul unei stații de comprimare diferă funcție de modul de antrenare a compresorului, de modul de acționare al robinetelor din claviatura stației, de numărul de agregate, etc.

Halele stației de comprimar

Agregatele de comprimare pot fi adăpostite în clădiri din cadre de beton armat, cu geamuri din sticlă, în barăci metalice cu soclu de beton sau pot funcționa în aer liber.Aceste hale sunt prevăzute cu ventilație specifică, instalații de iluminat, de încălzire, canale tehnologice și canalizări, etc.

La unele din stațiile de turbocompresoare camera de comandă cuprinde tabloul sinoptic, tablourile de comandă, etc., și este despărțită de sala mașinilor prin pereți de sticlă etanși; la alte stații camera de comandă este în alte clădiri diferite.

Utilitățile stației

Orice stație de comprimare trebuie asigurată cu utilitățile necesare, ca de exemplu:

stația de reglare și măsurare pentru gazele combustibile la moto-turbo-compresoare, pentru încălziri tehnologice sau ale încăperilor;

dotările pentru aci-comandă, presurizare cu aer, ventilație;

instalațiile de încălzire.

5.2. Calculul compresoarelor cu piston

Determinarea rației pe treapta de comprimare a compresorului cu piston [r]:

;

unde: pa , pr – sunt presiunile de aspirație, respectiv refulare a compresorului kPa(abs);

S – numărul treptelor de comprimare.

Determinarea temperaturii de refulare [Tr]: ;

unde:-k este coeficientul adiabatic.

Determinarea coeficientului adiabatic [k]:

Pentru determinarea coeficientului adiabatic (k), este necesar să cunoaștem căldura specifică molară la presiune constantă (Cp) pentru fiecare component (i) al amestecului gazos funcție de temperatura de referință.

Pentru componenții gazoși pun aflați la temperaturi diferite. Relația de calcul utilizată este: ;

k =Cp/(Cp-R) ;

unde: Cv – este căldura specifică molară la volum constant [J/kmol ·K];

Cp – căldura specifică molară la presiune constantă [J/kmol ·K];

R – constanta universală a gazelor, R = 8314 [J/kmol ·K].

Puterea necesară comprimării se determină prin calcule succesive, astfel:

se determină puterea teoretică de comprimare presupunând o evoluție adiabatică, izotermă sau politropică;

puterea reală se obține prin împărțirea puterii teoretice la randamentul adiabatic, izotermic sau politropic (funcție de tipul de formulă ales);

puterea de antrenare (brută) a compresorului pentru a dimensiona motorul de antrenare se obține prin majorarea puterii reale cu puterea datorată angrenajelor.

În practică se poate folosi următoarea formulă, care dă direct puterea motrică brută:

;

unde: W – este puterea motrică brută la axul motorului [kW];

Q0 – debitul orar de comprimat [N ·m3/h];

Zm = (Za + Zr)/2

unde: Zm – factorul de compresibilitate la aspirație;

ZT – factorul de compresibilitate la refulare;

Ta – temperatura absolută la aspirație [K];

pr – presiunea la refulare [bar];

pa – presiunea la aspirație [bar];

K – factorul de corecție funcție de rația de comprimare pe treaptă, r;

S – numărul treptelor de comprimare.

Pentru compresorul cu piston avem următoarele valori ale lui K:

Puterea activă necesară pentru comprimarea gazelor este dată de relația:

unde: Q – este debitul comprimat [N ·m3/zi];

Wsp – consum de putere specific [CP];

η – randamentul care ține seama de tipul energiei de acționare, ia următoarele valori:

pentru compresoare acționate electric η = 0,9;

pentru compresoare acționate termic η = 0,85-0,9.

Numărul de compresoare se determină cu relația: nr = Wa/Xa

unde: Xa – este puterea transmisă la axul compresorului ales [CP].

Pentru alegerea motorului electric: ;

unde: η1 – este randamentul motorului, astfel:

pentru motoare electrice, η1 = 0,91 – 0,93;

pentru motoare termice, η1 = 0,85 – 0,9;

5.3 Descrierea Stației de Compresoare Butimanu

Stația de compresoare Butimanu este amplasată în localitatea Butimanu, județul transportă gazele din Ardeal între Șinca și București.

Stația de compresoare Butimanu are în dotare trei module de comprimare aranjate ca în schema 5.5. Inițial în procesul de înmagazinare s-a folosit o stație de compresoare cu trei mașini C160 într-o treaptă de comprimare (Pa =30 bar și Pr =75 bar).

După verificarea zăcământului de depozitare s-a trecut la mărirea stației de compresoare cu 9 mașini de tip C280 în două trepte de comprimare (Pa =13-21 bar și Pr = 50-81 bar). Compresoarele inițiale C160 au fost adaptate la noile condiții de funcționare. Cele 12 compresoare formează acum modulul existent de comprimare ME. Modulul de comprimare existent ME este cuplat în serie cu modulul de comprimare M1 iar modulul M2 lucrează în paralel cu cele două module M1 și Me.

Stația de compresoare asigură numai injecția în timpul verii a volumului de gaze depozitate, 1100 mil. Nmc/ciclu întrucât în procesul de livrare rezervorul dă presiunea de 13-30 bar necesară transportului gazelor la beneficiari prin intermediul sistemului național de transport gaze. La începutul ciclului de înmagazinare când presiunea în rezervor atinge valoarea minimă de 50-70 bar, se pornesc numai modulele de compresoare Me și M2 care lucrează în paralel și aspiră gazele la presiunea de 13-21 bar. În această perioadă modulul M1 nu se află în funcțiune deoarece presiunea de refulare a celor doua module Me și M2 este mai mică decât presiunea de aspirație a modulului M1. Modulul M1 intră în funcțiune când presiunea în rezervor a atins valoarea maximă de refulare a modulului existent Me. Cele trei module de compresoare funcționează împreună până la atingerea presiunii maxime de 150 bar.

În ciclul de comprimare gazele trec prin epuratoarele montate la aspirația modulelor Me și M2 iar după comprimare trec prin separatoarele de ulei montate la ieșirea din module. Între treptele de comprimare și la ieșirea din modulele de comprimare, gazele sunt răcite cu apă în circuit deschis în modulul Me sau cu aer în circuit închis la modulele M1 și M2.

Modulele de compresoare sunt aranjate în cadrul depozitului de gaze ca ȋn figura 5.5. Stația de compresoare are în dotare patru tipuri de compresoare: C160 și C280 Faur București și 4HHE-VL-1 și 4HHE-VL-2 Dresser Rand. Caracteristicile tehnice ale agregatelor de comprimare sunt redate în tabelul 5.1.

În ciclul de extracție gazele sunt separate de impurități numai la grupurile tehnologice de sonde și nu mai trec prin modulele de compresoare. Măsurarea comercială a gazelor se realizează prin intermediul stației de măsură cu echipament dublu (proprietate depozit și transportator) montat pe aceleași cupoane de măsură la intrarea în stația de compresoare. Aceeași instalație măsoară gazele și în ciclul de injecție și în ciclul de extracție.

5.3.1. Parametrii de funcționare ai stației de compresoare

Presiunea de aspirație: Pa =13-21 bara;

Presiunea de refulare: Pr = 50-150 bara;

Debitul de gaze comprimat: Qa = 3,5-9 mil. Nmc/zi;

Temperatura gazelor la aspirație: Ta = 5-10 0C;

Temperatura gazelor la refulare: Tr = 50-55 0C;

Compoziția gazelor;

Timp de lucru pentru ciclul de injecție:150 zile;

Compresoare alternative cu pistoane tip: C280 și C160 fabricate Faur București ȋn ME;

Compresoare alternative cu pistoane tip: 4 HHE-VL1 și 4HHE-VL2 fabricate Dresser Rand SUA pentru modulele Ml si M2;

Temperatura apei de răcire la ieșirea din răcitoare: 43°C (la ME);

Temperatura apei de răcire la intrarea în răcitoare: 33 °C (la ME);

Alimentare cu energie electrică" din stația Mavrodin prin LEA 110 KV;

Stație transformare;

Puterea totală: 39,5 MW;

Tensiunea de alimentare a motoarelor: 6000 KV;

Transformatoare: 110/6Kv-40 MVA (2 bucăți);

Transformatoare pentru modulul existent: 110/20Kv-16 MVA (1 bucată);

Tensiunea pentru utilități 400 V;

Sistem de monitorizare: automat individual și pe modul de compresoare la M1 și M2 folosind automatul programabil de tip PLC 500;

Transmisie de date: prin stații radio și telefonie;

Principalele caracteristici tehnice ale agregatelor de comprimare care echipează cele trei module de comprimare Ml; M2; ME sunt redate în tabelul 5.1

Construcția și funcționarea compresorului C280

Compresorul tip 280, este un compresor orizontal cu cilindrii opuși, cu ungere, fabricat de întreprinderea „23 August” București după proiectul I.C.S.I.T. „Faur” echipat cu infrastructură ușoară tip HU2 – M în concepție nouă modernizată.

Compresorul se compune din:

motorul electric de antrenare:

infrastructura tip HU – M;

cilindrii de comprimare;

amortizoare pe aspirația și refularea fiecărei trepte;

răcitoare de gaz pe fiecare treaptă de comprimare;

separator de condens după fiecare răcitor;

supape de siguranță pentru protejarea fiecărui circuit;

instalațiile anexe necesare unei bune funcționări ca: de ungere infrastructură, de ungere cilindrii, de gaze, răcire, purjare condens și instalația electrică, de comandă, de control, supraveghere și protecție.

Compresorul este acționat direct printr-un cuplaj rigid, fix între motorul electric și compresor. Electromotorul de acționare este asincron în construcție antiexplozivă cu presurizare, cu o putere de 900 kw; 428 rot/min; 6 kv și 50 Hz.

Infrastructura (batiu, carter, arbore cotit, biele, cap de cruce, etc.) este în construcție nouă, modernizată în concepție I.C.S.I.T. „ Faur”. Carterul infrastructurii are baia înglobată în fundație ceea ce micșorează înălțimea axului compresorului, gabaritul își mărește rigiditatea, micșorând posibilitatea apariției de vibrații.

Piesele de distanță sunt turnate monobloc cu carterul, ceea ce conduce la un montaj ușor la alinierea cilindrilor.

Capul de cruce este în soluție constructivă nouă cu patina demontabilă ceea ce înseamnă o exploatare îmbunătățită prin înlocuirea ușoară a pieselor uzate.

Cilindrii compresorului sunt cu dublu efect, cu ungere și răciți cu apă.

Cilindru tr. I este turnat din oțel, cu capete drepte adică cu corpul dintr-o singură bucată ceea ce asigură o manevrare, montare și centrare mai ușoară.

Cilindru tr. a-II-a este forjat, fiind de presiune mare.

Bucșele cilindrilor sunt executate din fontă centrirugală, răcite cu apă care circulă în camere special prevăzute în corpul cilindrului tr. I sau prin găuri date în corpul cilindrului forjat tr. a-II-a formând labirinți în capacele montate pe corpul cilindrilor.

Pistonul cilindrului tr. I este turnat din fontă și montat pe tijă, iar pistonul cilindrului tr. a- II-a este forjat monobloc cu tija pistonului.

Segmenții pistonului pentru etanșare sunt din fontă elaborată special pentru segmenți.

De o parte și de alta a segmenților de etanșare sunt prevăzute pe pistoane benzi (plăcuțe) late din bronz pentru preluarea portanței.

Supapele plane pentru aspirația și refularea gazului în și din cilindrii sunt supape tip „Hoerbiger" cu discuri de închidere și amortizoare și arcuri elicoidale, executate după proiect I.C.S.I.T. „Faur” prin asimilare. Presetupele de gaz (pentru etanșare) montate pe partea exterioară a camerei de comprimare a cilindrilor sunt cu ungere sub presiune cu inele de etanșare din bronz, sunt prevăzute cu două puncte de ungere și cu un orificiu pentru evacuarea scăpărilor de gaze.

Cilindrii compresorului (segmenții de etanșare) funcționează cu ungere sub presiune. Ungerea este asigurată de o pompa cu pistoane tip PUP cu 12 debite – puncte de ungere, montată lângă compresor, asimilată după proiect I.C.S.I.T. „Faur” de către întreprinderea „Steaua Roșie” București.

Pompa este antrenată individual de un motor electric în construcție antiexplozivă, reductor și cuplaj necesar (motoreductor) fabricat de întreprinderea „Neptun” – Câmpina.

Pompa este prevazută cu un sistem de încălzire (cu abur) și menținere a temperaturii uleiului la temperatura normală de lucru.

Pompa este de asemenea prevazută și cu un sistem de automatizare pentru verificarea existenței presiunii necesare ungerii cilindrilor, la prima treaptă a pompei, automatizare prin care se semnalizează optic și acustic la scăderea presiunii și chiar oprire a motorului electric de acționare compresor la scăderea sub presiunea minimă admisă.

Mecanismul arbore cotit, bielă, cap de cruce funcționează cu ungere sub presiune de 1,7t… 2,8 kgf/cm2 în circuit închis. Ungerea este asigurată în timpul funcționării de o pompă cu roți dințate, montată în carter și acționată direct de arborele cotit al compresorului.

Construcția și funcționarea compresorului C160 MB

Compresorul tip 160 este un compresor orizontal cu cilindrii opuși (tip boxer), antrenat direct printr-un cuplaj rigid de un motor electric sincron cu un singur lagăr cu putere de 810 kw, turația de 375 rot/min, tensiune de 6 kw, frecvența 50 Hz, protecție antiexplozivă.

Compresorul se compune din:

infrastructură tip ușor HU 2;

2 cilindri;

cilindru treapta I turnat cu capetele drepte și cilindru treapta a-II-a ȋn construcție forjat cu alezajul de 200 mm, instalații de gaze ungere, răcire, electric de comandă control, supraveghere și protecție.

Cilindrii treapta I și cel de treapta a-II-a sunt echipați cu buzunare de spațiu mort, formate dintr-un compartiment cu volum constant.

La aspirație și refulare, ambii cilindrii sunt prevăzuți cu amortizoare de pulsații pentru diminuarea vibrațiilor în conducte. Compresorul este echipat și cu instalația de răcire cu apă a cilindrilor, a răcitorului de ulei din instalația auxiliară de ungere, precum și a răcitoarelor de gaz. Piesa de distanță care leagă cilindrul de carter are o cameră intermediară între cilindru și partea de glisare a capului de cruce. Camera intermediară este prevăzută cu ștuțuri pentru introducerea azotului de spălare și evacuarea acestuia într-un loc pe care îl va stabili proiectantul.Spălarea acestei camere intermediare cu, azot se face în mod obligatoriu înainte de fiecare punere în funcțiune a compresorului, timp de câteva minute. În timpul funcționării, spălarea este obligatorie când se constată scăpări de gaze la presetupele de gaz.

Scăpările de gaze de la presetupele cilindrilor sunt colectate direct din presetupa prin conducte și conduse până la ieșirea din piesa de distanță, de unde „prin conducta corespunzătoare, vor fi evacuate direct în atmosferă la o înălțime ce va fi stabilită”.

Pentru rotirea lentă, manuală, a arborelui cotit, compresorul este prevăzut cu un disc dințat montat pe flanșa de cuplare electromotor arbore-cotit compresor și un mecanism de acționare cu clichet pentru rotirea discului și a arborelui cotit.

Caracteristicile agregatelor de comprimare gaze care echipează stația de compresoare Butimanu Tabelul 5.2.

5.2. Rețeaua de conducte pentru injecția și colectarea gazelor

Rețeaua de conducte care echipează depozitul Bilciurești asigură transportul gazelor în ciclu de injecție de la stația de compresoare Butimanu la rezervorul de înmagazinare Bilciurești pe o distanță de cca. 8,8 Km apoi injectarea și măsurarea gazelor pe sonde, iar în ciclu de extracție aceleași conducte asigură transportul gazelor în sens invers procesului de injecție. La intrarea și ieșirea gazelor în rețeaua de conducte se află unitatea de măsură comercială a cantităților de gaze depozitate.

Rețeaua de conducte se compune din două părți:

conducte cu diametre mari, numite colectoare care transportă gazele între stația de compresoare și grupurile tehnologice.

conducte cu diametre mici care asigură injecția și extracția gazelor pe fiecare sondă (între grupurile tehnologice și sonde).Conductele de gaze cu diametre mari care echipează depozitul Bilciurești au urmatoarele caracteristici:

Dn= 400mm; Pn=150 bar; e =12,7 mm; oțel X 60; STAS 11082-80; L = 8,8 Km;

Dn= 400 mm; Pn= 90 bar; e = 11 mm; oțel X 52; STAS 11082-80; L = 8,4 Km;

Dn = 350 mm; Pn= 75 bar; e = 12,7 mm; oțel Grad B STAS 715/2-80; L = 8 Km;

Dn = 350 mm; Pn= 25 bar (folositã numai ȋn ciclul de extracție prin redimensionare).

Conductele de gaze cu diametre mici (conducte de aducție) au mărimile:73 mm(2 7/8in); 88,9 mm (3 1/2 in); 101,6 mm (4 in) și sunt executate din țevi de extracție în filet, oțel N 80 cu grosimi de perete e = 5,5mm STAS 824 și lungimi variabile cuprinse între:100 – 1200 m.

Presiunea maximă de lucru este egală cu cea a capului de erupție: 210 bar. Conductele din această categorie fac legătura ȋntre capul de erupție și instalația tehnologică a grupului de sonde la încălzitor (calorifer).

5.3.3. Grupurile tehnologice de sonde

Grupurile tehnologice de sonde sunt instalații complexe care asigură injectarea și extracția gazelor, individual pe sondă, în ambele cicluri de injecție și extracție.

În ciclul de injecție se măsoară:

debitul de gaze total și pe sondă;

temperatura gazului injectat;

presiunea gazelor la injecție.

În ciclul de extracție se măsoară:

debitul de gaze extras pe total grup și pe sondă;

temperatura și presiunea gazelor extrase;

separă și măsoară impuritățile din gaze pe sondv și total;

condiționează gazele în vederea prevenirii hidraților ce se pot forma datorită căderilor de presiune dictate de procesul tehnologic.

Schema instalației tehnologice de suprafață a unui grup de sonde este redată în figura 5.5.

Procesul tehnologic

În ciclul de injecție gazele ce sunt înmagazinate se comprimă la stația de compresoare Butimanu și apoi se transportă prin intermediul colectoarelor la grupurile tehnologice de sonde. În grupuri gazele sunt măsurate în instalațiile de măsură gaze pe total grup și etalonare, permițând astfel corelarea debitelor de gaze injectate cu debitele de gaze comprimate. Etalonarea sondelor la injecție permite depistarea sondelor cu skin ridicat precum și măsurarea unor parametrii tehnologici ca: debit de gaze injectat, cădere de presiune în funcție de debit, temperatură și presiune.

În ciclul de extracție, gazele extrase la presiunea sondei sunt încălzite în calorifere înainte de laminare pentru prevenirea înghețului și formarea de criohidrați. În depozitul Bilciurești laminarea gazelor se face de la presiunea de 150 – 80 bar la 40 – 15 bar, presiune necesară transportului gazelor în sistemul de transport în punctul Butimanu. După laminare, gazele sunt dirijate în separatoarele de etalonare și total apoi în instalațiile de măsură. Procesul de laminare se face prin intermediul duzelor fixe care se montează la intrarea sau ieșirea din calorifer. Căderea de presiune ce are loc în duza de laminare se face cu absorbție de caldură ceea ce conduce la răcirea puternică a gazelor. Această cantitate de căldură este preluată de gaze din apa caldă a caloriferului prin intermediul serpentinelor înglobate în cuva caloriferului. Apa se încălzește prin intermediul arzătoarelor care folosesc drept combustibil gazele naturale la presiune joasă provenite din gazele livrate.

Impuritățile sunt măsurate și colectate în habele special amenajate apoi evacuate cu cisternele la stațiile de epurare a apelor reziduale din zonă.

Fluxul tehnologic este arătat în figura 5.5. Procesul tehnologic nu este automatizat și nu beneficiază de transmitere automată de date (SCADA). Evidența datelor (debite orare vehiculate, presiune, temperatură, etc.) se face la nivelul grupului și apoi aceste date sunt transmise la secție și la sediul din Ploiești.

Fig.5.1. Variația presiunii în conducta colectoare în raport cu lungimea acesteia

Fig.5.1. Variația presiunii în conducta colectoare în raport cu lungimea acesteia

Fig.5.2. Variația presiunii în conducta colectoare pentru diferite presiuni de intrare

Fig.5.3. Variația temperaturii în conducta colectoare în raport cu lungimea acesteia

Fig.5.4. Variația temperaturii în conducta colectoare pentru diferite valori ale presiunii din aceasta

Schema instalației tehnologice de suprafață la un grup de sonde

din depozitul Bilciurești

Fig.5.5. Schema unui grup tehnologic de sonde aferent depozitului Bilciurești.

5.5. Calculul puterii necesare comprimări

Acest program permite calculul rapid și exact a puterii de comprimare necesare unei stații de comprimare cu piston, funcție de parametrii fizico-chimici ai gazelor naturale și parametrii mecanici și constructivi ai compresoarelor cu piston.

Datele de bază necesare pentru a putea utiliza acest model informatic provin din buletinele de analiză cromatografică ale gazelor ce vor fi supuse procesului de comprimare și proiectul de execuție și exploatare a compresorului cu piston. În continuare se va prezenta un exemplu de calcul pentru a pune în evidență corelațiile și procedurile utilizate în cadrul algoritmului propus în modelul informatic.

Date de intrare:

– debitul de gaze ce urmează a fi supus procesului de comprimare, m3N/zi: 1.000.000

– presiunea de aspirație, bar: 80;

– presiunea de refulare, bar: 125;

– temperatura gazelor la aspirație, °C: 15;

– randamentul estimat compresor-motor, fr. zec.: 0,9;

– numărul treptelor de comprimare: 3;

– temperatura de răcire (cu aer sau cu apă), °C: 50.

– compoziția cromatografică a amestecului gazos exprimată în procente molare:

N2 – 0,7; CO2 – 0,04; H2S – 0; O2 – 0; H2 – 0; C1 – 98,75; C2 – 0,34; C3 – 0,11; i-C4 – 0,02;

n-C4 – 0,02; i-C5 – 0,01; n-C5 – 0; n-C6 – 0,01; C7 – 0; C8 – 0.

Rezultate finale:

– puterea de comprimare, treapta I, kW: 244,183;

– puterea de comprimare, treapta a II-a, kW: 300,573;

– puterea de comprimare, treapta a III-a, kW: 323,906;

– puterea totală de comprimare, kW: 868,662.

Program COMPRIMARE GAZE

DATE DE INTRARE

Debitul de gaze comprimat:

Qg = 1.000.000

Presiunea de aspirație:

pa = 80 bar

Temperatura de aspirație:

TaI = 5 în procente grade Celsius

Presiunea de refulare:

Pr = 125 bar

Numărul treptelor de comprimare:

S = 1

Randamentul total estimat de ansamblul compresor – motor:

E = 90 în procente %

Alte date:

paI = pa + 1 bara

prI = pr + 1 bara

Densitatea aerului:

ρaer = 1.293

Volumul molar:

VM = 22.414

Presiunea atmosferică:

p0 = 1.01325 bar

Temperatura normală:

T0 = 273.15 K

Temperatura standard:

Tst = 288.7 K

Constanta universală a gazelor:

R = 8314.35

Căderea de presiune admisă după prima treaptă de răcire:

bar

Diferența de presiune cumulată după fiecare răcitor:

bar

Compoziția Cromatografică a Gazelor

Masele molare ale componenților în aceeași ordine de mai sus:

Temperaturile critice ale componenților:

K

Presiunile critice ale componenților

bar

Determinarea proprietăților fizice ale amestecului gazos în condițiile de presiune și temperatura de aspirație și refulare

Masa molară a amestecului gazos:

Densitatea amestecului gazos la p0, T0:

Densitatea relativă a amestecului gazos la p0, T0 față de aer:

Parametrii pseudocritici funcție de densitatea relativă:

Relațiile lui Wichert – Aziz:

Temperatura pseudocritică:

Se corectează temperatura pseudocritică cu relația lui Carr-Kobayashi-Burrow:

Presiunea pseudocritică:

Se corectează presiunea pseudocritică cu relația lui Carr-Kobayashi-Burrow:

Calculul parametrilor pseudoreduși – admitem metoda Wichert – Aziz:

Factorul de neidealitate mediu Zmed:

Relația lui Dranchuc – Purvis – Robinson:

– Factorul de neidealitate mediu:

– Densitatea amestecului gazos la pr, Tr:

DATE TRANSFORMATE

Rația de comprimare pe treapta, RT:

METODA I:

Coeficientul de corecție dat de rația de comprimare pentru fiecare treaptă:

METODA II:

Puterea totală de comprimare:

METODA III:

Puterea totală de comprimare:

METODA IV:

Puterea totală de comprimare:

METODA V:

– Randamentul adiabatic intern, ηad = 0.83…0.94

ηad = 0.885

– Randamentul mecanic ce ia în considerare pierderile mecanice, auxiliarii antrenați direct de mașină:

ηmec = 0.93

– Puterea totală de comprimare:

METODA VI:

METODA VII:

ηv = 0.9

REZULTATE COMPARATIVE

BIBLIOGRAFIE

Campbell, J.M- ‘Gas Conditioning and Procesing’. Vol I- Campbell Petroleum services, USA, 1993

Stratula, C.-‘Purificarea Gazelor’, Ecl.’Stiintifica si Enciclopedica, Bucuresti, 1984

Kohl, A.L.- Reisnfeld, FC: ‘Gas Purification’, Mc. Grow-Hill Book Co., N.Y. 1960; Gulf Publishing Co Book Division, 1979.

Gudmundsson, j.s. et al-‘Storing Natural Gas as Frozen Hydrate’ SPE Production and Facilities, Feb. 1994.

Peavy, M.A et. al. –‘ Hydrate Formed inhibition during deepwater subsen Completion operation’ SPE Annual Technical Conference and Exhibition’; New Orleans, USA,1994.

Tohidi, B.et al-‘Hydrate Formed in Unprocessed Wellstreams’SPE Annual Technical Conference and Exhibition New Orleans, USA, 1994.

Kelland, M.A. et al.- ‘Control of ydrate Formation by Surfactants and Polymers’, SPE Annual Technical Conference and Exhibition, New Orelans, USA, 1994.

Yousif, M.H. et al-‘The Kinetics of Hydrate Formation’ SPE Annual Technical Conference and Exhibition New Orleans, USA, 1994

Hight, M.A. ‘State of the Art Survey on Hydtrate Formation’ SPE Annual Technical Conference and Exhibition, New Orleans, USA 1994.

Tohidi, B.et al-‘Measurement and Prediction of Hydrate- Phase Equilibrium for reservoir Fluids’, SPE Production and Facilities, May, 1996.

Popp V.- Buzatoiu B.’Studiu privind imbunatatirea proceselor de uscare a gazelor in instalatiile Bustuchini si Bulbuceni’ ICPT –Campina 1996

Dinu, F., – Extracția Gazelor Naturale, Editura Universității Petrol-Gaze din Ploiești, 2000;

Dinu, F., – Metode de evacuare a fazei lichide acumulate în sondele de gaze. Aplicații practice, Editura Universității Petrol-Gaze din Ploiești, 2000;

Tudor, I., Dinu, F., ș.a. – Protecția anticorozivă și reabilitarea conductelor și rezervoarelor, Editura Universității Petrol-Gaze din Ploiești, 2007;

Ikoku, C.U. – Natural Gas Production Engineering, New York: John Wiley & Sons Inc., 1984

Carroll, J. – Natural Gas Hydrates: A Guide for Engineers, New York, Gulf Professional Co., 2003

Sloan, E.D. – Clathrates Hydrates of Natural Gas, 2nd Ed., New York : Marcel Dekker Inc., 1998.

Minescu F., Fizica zăcămintelor de hidrocarburi, Editura Universității din Ploiești, 1994.

Sloan, E.D., – “Natural Gas Hydrates”, JPT, Dec. 1991.

Makogon, Y. – Hydrates of Natural Gas, Tulsa: Penn Well Publishing Company, 1981

Campbell, J.M. – Gas Conditioning and Processing, Vol. 1&2, 6th Ed.: Campbell Petroleum Series, 1988.

Popescu, C., Coloja, M. P. – Extractia Titeiului si Gazelor Asociate, Editura Tehnica Bucuresti, 1993.

GPSA Engineering Data Book, 11th ed., Gas Processors Suppliers Association, Tulsa, Ok., 1998.

Berge, B. K.: – Hydrate Prediction On A Microcomputer, Paper SPE 15306 Presented At The 1986 Symposium On Petroleum Industry Applications Of Microcomputers.

Motiee, M., – Estimate Possibility of Hydrates, Hyd. Proc., P.98, July 1991.

Kobayashi, R., Song, K.Y., and Sloan, E.D. – Phase Behavior of Water/Hydrocarbon Systems. quoted in Bradley, H.B., Petroleum Engineers Handbook, and Richardson: Society of Petroleum Engineers, 1987.

Loh, J., Maddox, R. and Erbar, J., – New Hydrate Formation Data Reveal Differences, OGJ, May 16, 1983, pp. 96-98.