Licenta Dan 02.07 1 [307162]

INTRODUCERE

Gazele naturale reprezintă o sursă importantă pentru țara noastră deoarece ponderea lor în balanța surselor de energie primară este și va continua sa ramană și în viitor de

cca. 40 %. [anonimizat] a mediului gazele naturale oferă multiple avantaje. Practic toate sectoarele de activitate ale economiei sunt consumatoare de gaze naturale.

Ca o consecință a expansiunii utilizării gazelor naturale in România, s-a dezvoltat o [anonimizat], înmagazinării si distribuției de hidrocarburi.

[anonimizat] o [anonimizat], semnificativi fiind anii: 1909 cand prin sonda 2 Sărmașel a fost descoperit un mare zăcamânt gazeifer, 1913, România este prima țara din Europa cu consum industrial de gaze, 1914, [anonimizat], primul oraș din lume iluminat cu gaz metan, 1976, a reprezentat maximul de producție realizată și anume 30 miliarde mc. [anonimizat] 1655 de sonde cu un debit mediu de 50.000 mc/zi, un adevărat record în domeniul producției de gaze naturale.

Dorința creșterii gradului de confort al populației a [anonimizat] 1990 are urmatoarea structură: 52% din întreaga cantitate de gaze necesară României este alocată pentru industrie, 32% pentru populație și 16% pentru producerea de energie electrică.

[anonimizat], modernizare și dezvoltare.

România are rezerve de gaze naturale dovedite de 100 miliarde metri cubi. Cea mai mare parte a [anonimizat], [anonimizat] 75% [anonimizat], în special în județele Mureș și Sibiu. În județul Mureș rezervele dovedite sunt de 85 miliarde metri cubi.

CAPITOLUL I

[anonimizat], Carpații Orientali si Meridionali facând o singura legatură cu Depresiunea Panonică.

[anonimizat], [anonimizat] 300 si 3000 m.

[anonimizat] o stivă de strate de pană la 1200 m. Structurile din zona centrală sunt lipsite de accidente tectonice având forma de domuri cu înclinare mica 2ș- 10ș. [anonimizat] 10ș- 40ș.

Gazele naturale conțin metan in proporție de 98% și uneori sunt în amestec cu CO2, azot și hidrogen sulfurat.

[anonimizat]: Senonian, Paleogen (Eogen și Oligocen), Miocen inferior (Burdigalian), Miocen superior (Badenian, Buglovian, Sarmațian), Pliocen.

Grosimile depozitelor sedimentare în zonele de maximă scufundare din centrul depresiunii Transilvaniei este echivalentă după date seismice la circa 8000 m. Formațiunea cu gaze este reprezentată de sedimentele depuse în ciclul Badenian – Buglovian – Sarmațian și într-o foarte mică măsură în Pliocen.

Se deosebește o zonă periferică, în cuprinsul căreia stratele sunt ușor ondulate înclinând în general către interiorul depresiunii. O zonă a cutelor diapire cu sâmburi de sare la zi înscrisă în cea periferică și o zonă centrală cu stratele cutate unde sunt și cele mai numeroase structuri de gaze. Formele structurale întâlnite în formațiunea cu gaze sunt domuri branchianclinate și anticlinale.

Clasificarea zăcamintelor din Transilvania:

– zăcăminte stratiforme de boltă cu ape marginale (capcane structurale).

– zăcăminte stratiforme închise pe discordanță și apa marginală (capcane stratigrafice).

– zăcăminte în lentile de nisip delimitate litologic de argile(capcane litologice).

– zăcăminte din strate cu permeabilitate redusă delimitate litologic(capcane discrete).

– zăcăminte de tranziție, stratiform boltite, apă tabulară de talpă.

Genetic, acumulările de gaze din Badenian, Buglovian și Sarmațian din depresiunea Transilvaniei sunt zăcăminte primare. Cele din Pliocen precum și acumulările în zonele superficiale existente în unele structuri sunt zăcăminte secundare. Zăcămintele de gaze din depresiunea Transilvaniei, fiind delimitate de ape inactive și pot fi considerate ca niște rezervoare de tip închis cu contur impermeabil.

1.2. GEOLOGIA STRUCTURII ERNEI

Structura Ernei este situată din punct de vedere geologic în unitatea tectonică Bazinul Transilvaniei și face parte alături de structurile Paingeni, Târgu Mureș, Acațări, Corunca, Craiesti-Ercea, din grupul domurilor central. Ca punct de reper se află la 6 km Nord de Târgu Mureș.

Sub aspect morfologic, structura Ernei aparține albiei majore și zonei de terase a râului Mureș, precum și primului nivel de dealuri înconjuratoare. Se află în partea de E a depresiunii învecinându-se cu structurile Dumbrăvioara, Bozed ( la V), Mădăraș (la S), Acățari, Tg. Mureș, Corunca și Icland.

Sondele săpate pe structura Ernei au traversat formațiuni sedimentare aparținând Pliocenului, Sarmațianului, Buglovianului și Badenianului.

PLIOCENUL – este erodat în zona centrală a structurii Ereni, grosimea formațiunilor variind în funcție de poziția tectonică și de relief de la câțiva metrii până la 150 m. Din punct de vedere economic nu prezintă importanta, deoarece toate capetele de strat afloreaza pe versanții văii Mureșului, neasigurându-se condiții de acumulare a gazelor.

SARMAȚIANUL -este format dintr-un complex de strate cu grosime variabila, în funcție de gradul de erodare, de maxim 1000 m.

Din puncte de vedere litologic este constituit din alternante dese de marne compacte, nisipoase și nisipuri cu bobul fin și mijlociu, bogate în resturi cărbunoase și mică, în general slab consolidate.

După aspectul diagrafiei electrice, depozitele sarmațiene au fost grupate în următoarele complexe productive: I, I-II, II, III, a, b, IV, Va, Vb, V inferior.

În depozitele sarmațiene în zona centrală a structurii au fost individualizat un complex superficial la partea superioară. Complexul superficial nu prezintă importanta economică, dar constituie sursa unor emanații de gaze la suprafață. Emanațiile se datorează faptului că formațiunea purtatoare de gaze, vine în contact direct cu depozitele aluvionare din terasa Mureșului care nu asigură ecranul protector al acumulărilor de gaze.

BUGLOVIANUL – este constituit din alternante dese de marne nisipoase, marne compacte, nisipuri fine micacee, bogate în resturi cărbunoase, dar și cu intercalații centimetrice de gresii fine, dure.Depozitele Buglovene au o grosime de aproximativ 500-600 m, fiind mai groase pe flancuri. După aspectul diagrafiei electrice a sondelor, depozitele bugloviene au fost impartite in urmatoarele complexe si pachete : (V-VI) a; (V-VI) b; VIa; VIb;VII;VIII;IX.

BADENIANUL – depozitele badeniene până la sare au fost traversate pe o grosime de circa 1270m. Partea superioară este constituită preponderent din nisipuri cu intercalații de marne de circa 1000m, iar partea inferioară, groasă de aproximativ 270 m este constituită din marne și marne nisipoase. Depozitele Badeniene au fost grupate în următoarele complexe si pachete: inf.IX; Xa1; Xa2; Xb; Xc; Xd; XI; XIIa; XIIb; XIII; XIV.

1.3.TECTONICA STRUCTURII ERNEI

Structura Ernei, pusă în evidență prin cartarea geologica, confirmată prin lucrări geofizice și lucrări de foraj de mică și mare adâncime, apare ca un brachianticlinal orientat aproximativ E-V, a carui zonă de apex se situează în jurul sondelor 11 si 72 Ernei.

Săparea celor 157 sonde a dus la informații ce au contribuit la definitivarea imaginii structurale evidențiind: căderi mai lente ale flancurilor în direcția E-V și mai accentuate în direcția N si S; căderile flancurilor se accentuează în adâncime; aplatizarea structurii în direcția estică la nivelele orizonturilor inferioare, presupunîndu-se o zonă de înșeuare în zona sondei 5 Ernei, complexele V-XIV, care o situează pe o alta boltire, Icland.

1.4.PETROGRAFIA.

Acumulările de gaze din structura Ernei sunt localizate în formațiuni de vârsta Sarmațian, Buglovian și Badenian Superior in capcane de tip: structural, combinate (structural-litologice, structural-stratigrafice) și litologice.

Roca colectoare este constituită din nisipuri de ordinul centimetrilor până la câțiva metri grosime, găsindu-se în alternanță cu marne compactate și gresii, care favorizează condiții de capcană.

Frecventele variații de litofacies din cadrul complexelor duc în multe cazuri la substituirea în întregime a psamitelor cu pelite, fapt ce conduce la unele pachete, la reducerea permeabilității până la încetarea curgerii fluidelor.Roca colectoare vizată are o porozitate de 16 %.

PRINCIPALELE CARACTERISTICI ALE FLUIDELOR DIN MEDIUL POROS-PERMEABIL

Din analizele de gaze și apă de zăcământ efectuate s-a constat că :

apele aparțin clasei a-III-a Palmer, subgrupa Na, clasa S1;

principalul component al gazelor este metanul în proporție de cca 99%.

S-au mai pus în evidență: etan, propan, bioxid de carbon.

OBIECTIVELE PENTRU CARE SE CALCULEAZA

Încercările de producție efectuate în sondele săpate pe structură au evidențiat acumulări industriale de gaze în rezervoare stratiform-boltite Sarmațian, Buglovian și Badenian, după cum urmează:

Sarmațian: I; I-II; II; IIIa; IIIb; IV; Va; Vb; V inferior.

Buglovian: (V-VI) a; (V-VI) b; VIa; VIb; VIc; VII; VIII; IX.

Badenian: inf. IX; IXa1; IXa2; Xb; Xc; Xd; XI; XIIa; XIIb; XIII; XIV.

1.5. ISTORIC DE PRODUCȚIE

Lucrările geologice care au fost executate pe structura Ernei au evidențiat acumulări de gaze în colectoare nisipoase de vârstă sarmațiană, bugloviană și badeniană. Aceste acumulari de gaze sunt structurate in 14 complexe si pachete, analiza lor aratând modul în care s-a facut exploatarea acestor zăcăminte după cum urmează:

Complexul I – creditat cu o rezervă geologică inițială de 735,4 mil. m3 este introdus în exploatare prin sonda 25 la care se adaugă 13 sonde.

Complexul II creditat cu o rezervă geologică inițială de B=592 mil. m3 este introdus în exploatare în 1966 prin sonda 29 la care se adaugă 4 sonde, s-a extras un cumulativ de 466,1 mil. m3. Colectorul este construit dintr-un banc de nisipuri în alternanță cu nisipuri – marnoase. Maximul de dezvoltare al nisipurilor este în raza sondelor 3, 4, 7,1 0, unde avem o grosime de 90…100m. În rest grosimea are valoarea de 70…80 m.

Complexul III creditat cu o rezervă geologică inițială de categoria B=2272,4 mil. m3 este exploatat din anul 1966 prin sonda 30 la care ulterior se adaugă încă 18 sonde din care sondele 4, 7, 30, 59, 66, 103 și 132 sunt retrase. Până în prezent s-a extras un cumulativ de 1356,53 mil. m3. Colectorul este caracterizat prin prezența unui pachet de nisipuri cazul orizontului și un pachet de marne. Aspectul pe diagrafiile electrice ale nisipului pachetul orizontal pe flancul estic și vestic este caracterizat prin prezența nisipului inundat, motiv pentru care sondele produc cu impurități.

Complexul IV creditat cu o rezervă geologică inițială de categoria B=2171 mil. m3 este introdus în exploatare în 1971 extrăgându-se până în prezent un cumulativ de 925 mil. m3 colectorul are un aspect marno – nisipos cu preponderență marnos în zona centrală și de E. Sondele 104, 53 produc cu impurității provenite din stratele de sus.

Complexul V ab creditat cu rezervă geologică inițială de 6273 mil. m3 este introdus în exploatare prin sondele 45, 40, 46, 44, 393 și 36 la care se adaugă încă 12 sonde.

Complexul VI creditat au o rezervă geologică inițială de 4198 mil. m3 este introdus în exploatare prin sonda 11 urmată de încă 9 sonde. Până în anul 1988 s-a extras un cumulativ de 1612,4 mil. m3. Colectorul se caracterizează printr-o dezvoltare a pachetului „a” pe toată suprafața productivă, exceptând zona V unde se maginează partea superioară a pachetului „a”, iar în baza nisipului are aspect marnizat.

Complexul VII+VIII creditat cu rezervă geologică inițială în valoare de 8231 mil. m3 a fost introdus în exploatare în anul 1969 extrăgându-se până în prezent un cumulativ de 3619,1 mil. m3. Colectorul prezintă un aspect marno – nisipos cu aspect nisipos în zona centrală

Complexul IX+IX inf. creditat cu rezervă geologică inițială de categoria B=8673mil. M3 este introdus în exploatare prin intermediul sondelor 12 și 20. Colectorul IX+IX inf. prezintă un aspect marno – nisipos cu aspect marnos preponderent la obiectivul IX inf.

Complexul X creditat cu rezervă geologică de categoria B=10162mil. M3 și rezerva C1=1573mil. M3 este constituit din 5 pachete gazeifere a1+a2+b+c+d care formează un singur obiectiv. Până în anul 1988 s-a extras un cumulativ de 5034,8mil. M3 reprezentând un factor de recuperare Fr= 49,6%.

Complexul XI creditat cu rezervă geologică de categoria B de 1859mil. M3 și rezerva C1=417 mil. m3 este introdus în exploatarea prin legarea sondei 63 urmată de sonda 111 și apoi 210. Până în anul 1988 s-a extras un cumulativ de 284,2 mil. m3 reprezentând un factor de recuperare Fr=15,5 din rezerva recuperabilă inițială.

Complexul XII creditat cu rezervă geologică de categoria B de 4247mil. M3, este pus în exploatare prin legarea și punerea în producție a sondelor 70, 72. Până în anul 1988 s-a extras un cumulativ de 1606,2mil. M3 reprezentând un factor de recuperare Fr=37,8%.

Complexul XIII creditat cu rezervă geologică inițială categoria B de 461mil. M3și C1 de 838mil. M3 pe baza încercărilor de producție din sondele 8, 11 și 41. Ulterior s-a probat și sonda 79, unde s-au obținut debite industrial.

Complexul XIV- creditat cu rezervă geologică de categoria C1 de 1106 milioane m3 pe baza încercărilor din sondele 8 și 11.

În luna iunie1987 s-a săpat și probat sonda 79 care la nivelul obiectivului XIV a obținut rezultatele: D=2 in; p=62 bar.

Tabel 1.1.

CAPITOLUL II

CALCULUL PROPRIETĂȚILOR FIZICO-CHIMICE ALE GAZELOR NATURALE PROVENITE DE PE STRUCTURA ERNEI

2.1. CALCULUL MASELOR MOLARE

Masa molară este masa unui mol de substanță și are valoarea numeric egală cu masa moleculară relativă exprimată în unități atomice de masă și se poate exprima ca fiind raportul între masa unei substanțe cu unitatea de măsură kilogramul și cantitatea de substanță care se măsoară în moli.

P×V=R×M×T (2.1.)

(2.2.)
(2.3.)

unde:

– Vm – este volumul ocupat de un mol (moleculă – gram) în condiții normale, denumit și volum molar; Vm în condiții normale este egal cu 22,414 3N/kmol;

– ρ- este densitatea gazului, kg/m3.

Tabel 2.1.

Fiind cunoscută masa moleculară a fiecărui component al gazului se calculează masa molară a amestecului :

Ma = yCH4 M CH4 + y C2H6 M C2H6 + y C3H8 M C3H8 +y C4H10 M C4H10 +y C5H12 M C5H12+y C6H14M C6H14+

+y C7H16M C7H16 + y C8H18M C8H18 + y N2M N2+y O2M O2 + y CO2M CO2 =

=99,2421·16.042+0.1559·30.068+0.0286·44.094+0.0140·58.12+0.0054·58.12+

0.0065·72.146+0.0016·72.146+0.0051·86.172+0.0032·100.198+0.0020·114.23+

+0.4197·28.016+0.0085·32+0.1073·44.0 =16.175 kg/kmol

Ma = 16.175 kg/kmol

2.2. CALCULUL DENSITĂȚII RELATIVE

Gazul are densitatea egală cu masa unității de volum în condiții normale și se notează cu 𝜌 și se exprimă în kg/m3N.

(2.4.)

unde:

m – este masa gazului, în kg;

V – este volumul gazului în condiții normale.

Densitatea unui gaz, reprezintă raportul între masa și volumul unui Kmol din acel gaz, volum care în condiții normale de temperatură și presiune are 22,414 m3N, astfel:

(2.5.)

unde:

ρg – este densitatea gazului în kg/m3N;

M- masa moleculară în kg/kmol.

Din cauza variației gazelor cu presiunea și temperatura, se obișnuiește să se folosească densitatea relativă a gazelor, care reprezintă raportul între masa specifică a gazului și masa specifică a unui gaz de referință, de regulă aerul.

(2.6.)

Densitatea relativă a unui amestec de gaz este dată de relația:

(2.7.)

unde:

ρam – este densitatea amestecului de gaze kg/m3.

Y1, y2,… yn – procentajele volumetrice ale componențelor gazoși din amestec, %.

M1, M2,…, Mn – masele moleculare ale componențelor din amestec.

Cunoscându-se densitatea relativă față de aer ale fiecărui component al gazului, se calculează densitatea relativă a amestecului cu relația:

(2.8.)

unde:

δi aste densitatea relativă a componentului „i” ;

yi – concentrația molară a componentului „i”.

Densitatea normală a amestecului se calculează cu relația:

δrg = (2.9.)

Tabel 2.2.

rg===0.560609

2.3. CALCULUL TEMPERATURILOR ȘI PRESIUNILOR CRITICE

Calculul temperaturilor și presiunilor critice ale amestecului se face pe baza unei relații legate de temperaturile și presiunile critice ale componenților puri și ale concentrațiilor molare ale amestecului astfel:

Tabel 2.3.

(2.10.)

(2.11)

2.4. CALCULUL FACTORULUI DE NEIDEALITATE

Factorul de neidealitate reprezintă abaterea gazelor reale de la comportarea termodinamică de stare față de gazele ideale. Acesta abatere se exprimă printr-un factor de abatere, neidealitate sau compresibilitate.

P×V=ZRT (2.12.)

(2.13.)

Z – factori de abatere; adimensional

Factorul de abatere Z se exprimă ca fiind raportul dintre volumele gazelor reale și ale gazelor ideale, la aceleași valori ale presiunii și temperaturii.

Pe baza legii stărilor corespondente, se poate reprezenta grafic factorul Z în funcție de presiunea redusă și temperatura redusă:

Z=Z (pr, Tr) (2.14)

(2.15.)

unde:

p, T reprezintă presiunea și temperatura;

Pc, Tc sunt presiunea critică respectiv temperatura critică.

Dacă relația pV=ZRT se aplică pentru un amestec de gaze, factorul de neidealitate Z se prezintă în diagrame de tipul Z=Z ( ppr, Tpr) în care ppr, Tpr sunt parametrii pseudoreduși (presiunea, respectiv temperatura).

===1.3 (2.16.)

===1.8 (2.17.)

unde ppc și Tpc reprezintă presiunea respectiv temperatura pseudocritică:

O altă metodă de determinare a factorului de abatere de la legea gazelor perfecte a amestecului de gaze este cea care utilizează relația lui A. Z. ISTOMIN.

= 1-10-2∙ (0,763- 9,36 ∙ +13)∙ (8 -) ∙ (2.18.)

= 0.949

Domeniul de valabilitate pentru această relație este:

2.5. CALCULUL VÂSCOZITĂȚII DINAMICE

Proprietatea unui fluid de a opune rezistență atunci când două straturi adiacente ale acestuia se deplasează unul față de celălalt se numește vâscozitate.

Rezistența dezvoltată de fluid, în acest caz, este analogă forței de frecare ce apare în cazul alunecării unui corp solid pe un altul, de aceea, vâscozitatea se mai numește și frecare internă.

Asociat vâscozității, se disting trei mărimi și anume:

Vâscozitatea dinamică sau absolută, care reprezintă rezistența de deplasare, exercitată tangențial pe o arie egală cu unitatea, raportată la gradientul vitezei pe o direcție normală la direcția de deplasare. Mărimea reciprocă a vâscozității dinamice se numește fluiditate.

Vâscozitatea cinematică, care reprezintă raportul dintre vâscozitatea dinamică și densitatea fluidului respectiv.

Vâscozitatea relativă, care este o mărime adimensională, egală cu raportul dintre vâscozitatea dinamică sau cinematică a unui fluid și vâscozitatea dinamică sau cinematică a unui fluid de referință, care de obicei este apa pentru lichide și aerul pentru gaze, aflate în stare normală.

Vâscozitatea dinamică a gazelor este considerată frecarea interioară care apare la mișcarea unor particule în raport cu altele sau la transportul cantității de mișcare dintr-un strat cu viteză mai mare w1 într-un strat cu o viteză mai mică w2.

Cantitatea de mișcare care se transmite între cele două strate cu viteze diferite, în unitatea de timp, este egală cu forța de impuls, astfel:

(2.19.)

unde:

F – forța de impuls, în N sau kg×m/s2;

w1, w2 – vitezele celor două strate, în m/s;

S – suprafața pe care se aplică impulsul, în m2;

l – distanța dintre strate, m;

– timpul de deplasare a particulei dintr-un strat în altul, în s;

X – coeficientul de frecare interioară.

(2.20.)

Relația de transformare a unităților de măsură pentru vâscozitatea dinamică m este: 1 P (Poise) = 100 cP (centipoise) = 0,1 kg/m× s = 0,1 N × s/m2 = 0,1 Pa × s.

Vâscozitatea gazelor, spre deosebire de vâscozitatea lichidelor, scade odata cu creșterea masei moleculare și crește cu creșterea temperaturii.Pentru determinarea vâscozității amestecurilor de gaze, există mai multe metode, unele de calcul, altele grafice. Una din metodele de calcul folosește formula empirică propusă de Herning și Zipperer pentru calcul vâscozității amestecurilor de gaze:

(2.21.) în care:

y1, y2,…, yn – procentajele volumetrice ale componenților gazoși din amestec, %;

M1, M2,…, Mn – masele moleculare ale componenților, kg/kmol;

Tc1, Tc2,…, Tcn – temperaturile critice ale componentelor, k;

μ1, μ2,…, μn – vâscozitățile dinamice ale componenților, kg/ms

Tabel 2.4.

am=10.72410-6 Pas

X=1.12= (2.22.)

pz;Tz)=Xg(p0;Tz)=1.1210-6=14.1410-6 Pas

2.6. CALCULUL PUTERII CALORICE

Calculul puterii calorice reprezintă energia termică necesară unității de cantitate dintr-o substanță pentru a-și mări cu un grad temperatura în absența unei transformări de fază. Unitatea de masa poate fi molul, kilogramul sau metrul cub normal.

Căldura specifică variază cu temperatura și mai puțin cu presiunea.Pentru că variază cu temperatura, se va lucra cu căldura specifică instantanee și cu căldura specifică medie pe un interval de temperaturi.

După natura transformării se poate lucra cu mai multe călduri specifice și anume:

Cv – căldura specifică la volum constant;

Cp – căldura specifică la presiune constant;

Cn – căldura specifică politropică.

Dependența dintre căldura specifică izocoră și căldura specifică izobară este dată de relația lui Robert – Mayer:

R=Cp-Cv (2.23.)

Iar raportul reprezintă echivalentul caloric al lucrului mecanic. Raportul este supra unitar și reprezintă exponentul adiabatic:

(2.24.)

Pentru calculul căldurii specifice a gazelor, la presiune constantă, se poate utiliza ecuația empirică:

Cp= a +bT+cT2+…; (2.25.)

Cunoscând participarea fiecărui component (fracții masice) „Xi” și căldurile specifice izobare ale fiecărui component, se poate determina căldura specifică masică izobară a amestecului ca medie ponderată:

J/kg×k (2.26.)

Tabel 2.5.

Cp = 98.4297∙34.931+0.2899∙49.822+0.0779∙68.783+0.0501∙90.078+0.0192∙91.270+

+0.0291∙110.369+0.0074∙112.603+0.0272∙133.303+0.0198∙154.539+0.0142∙170.011+

+0.7270∙29.114+0.0167∙29.240+0.2918∙35.962=3509.6

2.7. FACTORUL DE VOLUM AL GAZELOR

Factorul de volum al gazelor reprezinta raportul dintre volumul ocupat de o cantitate reala de gaze, în condiții de presiune și temperatură date și volumul ocupat de aceiași cantitate de gaze în condiții normale.

Cunoscând compoziția gazelor, respectiv parametrii pseudocritici, presiunea și temperatura la care sunt supuse gazele, se poate calcula factorul de volum folosind relația:

= Z ∙ ∙ (2.27.)

in care:

– factorul de volum al gazelor, m³N/m³;

– factorul de abatere, adimensional;

– temperatura gazelor, K;

– presiunea la care sunt supuse gazele, Pa;

– presiunea normala, Pa (=101325 Pa);

– temperatura normala, K (=273.15 K)

= Z ∙ ∙ =0.949 ∙ ∙ =0.0198

CAPITOLUL III

ECHIPAREA SONDELOR DE GAZE

3.1. ECHIPAMENTUL DE ADÂNCIME AL SONDELOR DE GAZE PE STRUCTURA ERNEI

La o sondă de gaze echipamentul de adâncime este alcătuit din coloana de ancoraj, intermediară dacă este cazul și coloană de extractie. Aceste coloane sunt cimentate la zi, spre deosebire de sondele de țiței unde coloanele se cimentează cu aproximativ 100 – 150 m deasupra șiului coloanei anterioare.

Pe lângă aceste coloane sonda mai este echipată și cu țevi de extracție care ajută la extragerea fluidelor din sondă și protejează coloana de acțiunea abrazivă și corozivă a acestora. Alte elemente cu, care mai poate fi echipată sonda sunt: diferite duze de fund, pompe, packere, filter, etc.

ȚEVILE DE EXTRACȚIE

Țevile de extracție sunt niște tuburi metalice care se înfiletează cap la cap pentru a alcătui o coloana etanșă (garnitura de țevi de extracție) care se introduce în sondă pentru extragerea la suprafaăa a fluidelor care pătrund în gaura de sondă din zăcământ.

Rolul țevilor de extracție este de a proteja coloana de exploatare împotriva acțiunii abrazive a particulelor solide existente în masa de fluid în mișcare de la talpa sondei către suprafață; servesc la punerea în producție a sondei prin denivelare cu gaze ; permit executarea de tratamente tensioactive, termice, acidizări; asigura utilizarea rațională a energiei de strat; permit introducerea de inhibatori prin spațiul inelar , la talpa sondei, pentru a combate coroziunea sau formarea criohidraților; servesc la exploatarea simultană a două sau mai multe strate ; la exploatarea sondei prin erupție artificială; asigură spălarea puțului sau introducerea de noroi în vederea perforării unui strat productiv.

Pentru industria extractiva de gaze, se construiesc țevi de extracție cu diametru nominal de 1-4 ½. Acestea se realizează din oțel carbon de buna calitate sau oțeluri aliate, rezistente la coroziune. Caracteristicele tehnice ale țevilor de extracție sunt reglementate in STAS ISO 10208 -2009.

Fig. 3.1. Țevi de extracție: a-cu capete neîngroșate și mufe detașabile;

b-cu capete îngroșate și mufe detașabile;

c-cu capete îngroșate și mufe din corp.

După forma capetelor, țevile de extracție sunt: cu capete îngroșate la exterior și cu capete neîngroșate. Pentru îmbinarea țevilor de extracție se folosesc mufe de legatură confecționate din același material ca și țevile. Pentru a mări rezistența acestora la tracțiune se confecționează țevi de extracție la care se sudeaz la capete nipluri de oțel special, cu rezistentă mare. Pentru a rezista la acțiunea corozivă a fluidelor extrase din zăcământ, compoziția oțelurilor folosite pentru țevile de extracție este de 9% Crom și o duritate de 26 HRC maxim. Cel mai rezistent este oțelul C-75. Îmbinările țevilor de extracție trebuie sa asigure rezistența necesară la tracțiunea rezultată din greutatea proprie a garniturii de țevi și etanșitatea la presiuni diferențiale mari între exteriorul și interiorul țevilor.

Caracteristicile mecanice ale oțelurilor folosite pentru confecționarea țevilor de extracție sunt prezentate în tabelul de mai jos 3.1.:

Tabel 3.1.

Au fost concepute mai multe tipuri de îmbinări ale țevilor de extracție pentru fiecare îmbinare fiind recomandată o anumită combinație de solicitări a coloanei de extracție. S-au realizat urmatoarele tipuri de tevi de extracție:

CALULUL DE DIMENSIONARE ȘI ALEGERE A ȚEVILOR DE EXTRACȚIE

Se va dimensiona garnitura de țevi de extracție pentru sonda III, unde se cunosc datele următoare:

H = 2011 m

T0 = 273,15 K

Tce = 298.15 K

P0 = 1 atm

Pce = 6.8 atm

Tz = 349.11 K

Qg = 6090 m3/zi

Pșiu = 62 atm

Zm = 0,949

Se calculează diametrul țevilor de extractive cu formula:

(3.1)

Din STAS ISO 10208 -2009 se alege:

diSTAS=21 mm

Se calculează factorul de volum, debitul si vitezele în capul de erupție si în zăcămînt(la șiu):

bgCE==0.0175 (3.2)

= bgCE=0.0175106.575 mN/zi=1.233 (3.3)

vgCE=3.58 m/s (3.4)

bgz==0.0198

= bgz=0.0198120.582 mN/zi=1.395

vgz=4.039m/s

În urma calculului de redimensionare a țevilor de extracție, la sondele recomandate de pe structura Ereni au rezultat următoarele diametre conform tebelului 3.2.

Tabelul 3.2.

ȘIUL ȚEVILOR DE EXTRACȚIE (SABOTUL)

Șiul are rolul de a asigura ghidarea capului de jos al coloanei de extracție la introducerea în sondă, șiul fiind astfel conceput încât să asigure ghidarea aparatelor și sculelor. 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. Șiurile se confecționează conform STAS 216-75/88 din OLC 60 îmbunătățit sau din OLC 65. Suprafețele interioare și exterioare trebuie să fie netede și să nu prezinte defecte de prelucrare.

Fig. 3.2. Șiul pentru țevi de extracție.

COLOANA DE EXPLOATARE

Scopul coloanei de exploatarea este de a proteja gaura de sodă pe toată durata exploatării, precum și crearea posibilităților de exploatare simultană a mai multor orizonturi gazeifere.După poziția de tubarea a șiului coloanei de exploatare față de stratul productive gazeifer există două cazuri de echipare:

– tubarea șiului coloanei de exploatare deasupra stratului productiv în acoperiș

Fig. 3.3. Scheme de tubare la care șiul coloanei de exploatare este poziționat deasupra acoperișului stratului producție

– tubarea șiului coloanei de exploatare sub culcușul stratului productiv:

Sondele de gaze, în majoritatea cazurilor sunt echipate ca în figura 3.4.a, având șiul coloanei de exploatare poziționat sub culcușul stratului productiv.

Fig. 3.4. Scheme de tubare la care șiul coloanei de exploatare este poziționat sub culcușul stratului productiv

DUZELE DE FUND

În cazul în care sonda produce cu presiuni mari, pentru protejarea echipamentului de fund și de suprafață, precum și pentru prevenirea formării criohidrațiilor se echipează coloana de țevi de extracție cu duze de fund, care se introduc în sondă odată cu acestea.

Duzele de fund se clasifică astfe:

– duza fixă –formată dintr-un corp cilindric masiv prevăzut cu un inel exterior și un canal cilindric interior (fig.3.5.), intercalată între două țevi de extracție.Dezavantajul îl reprezinta lipsa de control asupra duzei, decât după extragerea garniturii de tevi de extracție;

Fig. 3.5. Duza fixă.

– duza reglabilă – la fel ca cea fixă se montează între două țevi de extracție (fig.3.6), doar că secțiunea de curgere se poate modifica prin rotirea garniturii de țevi de extracție sau prin introducerea unor tije de la suprafață;

Fig.3.6. Duza reglabila

– duza mobilă – poate fi introdusă și extrasă din sondă fără extragerea țevilor de extracție. Ea este compusă dintr-o parte fixă (niplu de fixare), care se introduce în sondă cu țevile de extracție, și o parte mobilă care se lansează cu un cablu și care este prevăzută cu o geală hidraulică cu bătaie în jos și cu o coruncă pentru extragere;

– duza diferențială –avantajul pe care îl prezintă este faptul că se închide automat în momentul în care este depășit debitul admisibil.

PACKERELE

Packerele sunt dispozitive de lucru folosite pentru izolarea spațiului inelar dintre țevile de extracție și coloana sondei, împiedicând trecerea fluidelor între acest spațiu și interiorul țevilor de extracție ca să izoleze partea inferioară a găurii de sondă.Această izolare este necesară, în unele cazuri, pentru ca presiunile mari din zăcământ să nu se transmită coloanei, care trebuie protejată; de asemenea în cazul în care sonda produce fluide corozive, evitându-se astfel corodarea care duce de cele mai multe ori la abandonarea sondei.

De asemenea, packerele se folosesc la exploatarea simultană și separată a mai multor strate din aceeași sondă.

Utilizarea packerelor poate fi numai temporară (ocazională) în vederea protejării coloanei la fisurarea hidraulică, la tratarea termică, la probele de producție etc.

Modul de folosire clasifică packerele în:

a. packere permanente – odată introduse în sondă nu se mai pot extrage. Îndepărtarea lor se face prin frezare, motiv pentru care se confecționează numai din materiale frezabile.

b. packere recuperabile – introducerea lor în sondă se face numai pentru executarea unor operații, după care se extrag din sondă.

Fig. 3.7. Schema unui pacher cu supapă.

Fig. 3.8. Schema unui pacher

cu fixare mecanică.

3.2. ECHIPAMENTUL DE SUPRAFAȚĂ AL SONDELOR DE GAZE PE STRUCTURA ERNEI

Sondele de gaze au în componența echipamentului de suprafată următoarele elemente prezentate în figura 3.9.:

A. Echipamentul de la gura sondei alcătuit din:

ansamblul capetelor de coloană

capul de erupție

duzele de suprafață ce pot fi: – fixe: – normale, convergente, reglabile, autoreglabile

B. Instalația tehnologică de suprafață:

– conducta de aducțiune

– separator

– calorifer

– poligonul de măsurare

Fig.3.9. Echipamentul de suprafață al sondelor de gaze

1-cap de erupție; 2-duza reglabilă; 2-conducta de aducțiune; 4-separator orizontal; 5-conducta de evacuare a lichidului din separator; 6-rezervor de lichid; 7-incalzitorul; 8-arzatorul caloriferului;

9-plogonde măsură; 10-rampa colectoare; 11-conducta colectoare; 12-conducta magistrală

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 în diferite tipuri și dimensiuni și sunt alcătuite din piese de mare rezistență și anume: flanșe, pene, elemente de etanșare și asamblare. În prezent se construiesc capete de coloana de 140, 210, 350, 700 si 1050.

Componența ansamblului:

flanșă cu mufă;

flanșă dublă;

flanșă intermediară;

dispozitiv pentru suspendarea țevilor de extracție;

bonetă.

Pentru stabilirea componenței ansamblului capului de coloană se ține seamă de: programul de tubaj, presiunea de lucru în fiecare coloană, dimensiunile ieșirilor laterale ale flanșelor și de tubing.

Fig.3.10. Cap de coloană

Suspendarea și etanșarea coloanelor de burlane.

Dispozitivul este o flanșă dublă care se monteză pe capul coloanei de exploatare având rolul de a susține coloana de extracție în condiții de etanșeitate a interiorului coloanei de țevi de extactie față de spațiul inelar dintre coloana de extracție și coloana de exploatare, diferența fiind în modul de fixare a țevilor de extracție, prin inșurubare sau rezemare. După destinație deosebim două tipuri de dispozitive: de tip T (pentru sonde de țiței) – fig. 3.11a si de tip G (pentru sonde de gaze) – fig.3.12b.

Dispozitivul de suspendare tip G este construit din flanșa redusă în care se înșurubează direct țevile de extracție. Flanșa superioară este redusă la 3 in., 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, 210 și 350 bar, iar pentrupresiuni mai mari se folosesc dispozitive de suspendare a tevilor de extractie de constructie speciala.

Fig.3.11 a Fig.3.12.b

Dispozitiv de tip T Dispozitiv de tip G

CAPUL DE ERUPȚIE

Capul de erupție este un ansamblu de robineți și fitinguri (flanșe simple, teuri, cruci, dispozitive pentru reglarea debitului, etc.) care se montează deasupra dispozitivului pentru sustendarea țevilor de extracție îndeplinind mai multe funcții:

etanșează spațiul inelar dintre țevile de extracție și coloana de exploatare;

permite închiderea și deschiderea sondei;

permite reglarea debitului de gaze al sondei cu ajutorul duzelor;

permite circulația gazelor din spațiul inelar în țevile de extracție și invers;

permite măsurarea presiunilor si a temperaturii la gaura de sonda.

Capetele de eruptie se contruiesc conform standardelor in vigoare pentru presiuni de 70, 140, 210, 350, 700 si 1050 kg f /cm² (STAS 12100/6-85).

La sondele noi se aleg capete de eruptie a caror presiune de lucru este mai mare sau cel putin egala cu presiunea initiala a zacamantului. In afara de capetele de eruptie standardizate se mai folosesc si capete de eruptie spreciale, de alte constructii: capete de eruptie tip gaz si tip petrol – cu un brat respectiv cu doua brate.Diferenta dintre aceste doua tipuri este modul de sustinere a tevilor de extractie.

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 erupție pot fi de tipul robinet cu pană sau de tipul robinet cu sertar paralel. Simbolul capului de erupție precizează tipul (monobloc 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, aceasta semnifică calitatea anticorozivă a oțelului din care este confecționat.

De exemplu CEAC-11-21/2-210 înseamnă cap de erupție asamblat, pentru fluide corozive, cu un braț, cu un ventil principal, diametru de 21/2 in și presiunea nominală de 210 bar sau CEMC-12-2-350 înseamnă cap de erupție monobloc pentru fluide corozive, cu un braț, cu două ventile principale, diametru de 2 in și presiunea nominală de 350 bar.

La sondele de gaze de pe structura ERNEI, capetele de erupție utilizate sunt de tip CEA 12-21/2 -350.

Fig.3.13. Cap de erupție asamblat cu un singur braț (CEA1) sau cu 2 brațe (CEA2)

Fig. 3.14. Cap de erupție monobloc cu un singur braț (CEM 11) și un singur rând de ventile.

Fig. (3.15.) Cap de erupție monobloc cu un singur braț (CEM 11) și un singur rând de ventile

DUZA DE SUPRAFAȚĂ

Duza de exploatare este construită dintr-un corp de oțel masiv sau din material ceramic în interiorul căreia se gasește un orificiu de la 2,5 la 25 mm, prin care circulă amestecul gaz-apa din sonda. Rolul duzei de exploatare este de a menține stratul de gaze la parametrii optimi de exploatare pentru a evita deteriorarea stratului prin inundare.

Procedeul de laminare al gazelor servește la reglarea presiunii de curgere a gazelor prin rețeaua de conducte și instalații de suprafață la care este conectată sonda. Laminarea se realizează prin duze, ajutaje și diafragme.

După construcția și modul de funcționare duzele de suprafață se împart în:

duze fixe;

duze reglabile;

duze autoreglabile.

Duza fixă

Duza fixă de suprafață este construită din oțel, în formă de trunchi de con având conicitatea de 1/6 și un canal central de diametru constant.

Constructia duzelor fixe este standardizata, orificiile având următoarele dimensiuni (± 0,05 mm): 2,5; 3; 3,5; 4; 4,5; 5; 5,5; 6; 6,5; 7; 8; 10; 11; 12; 13; 14; 16; 18; 20; 22; 25.

La trecerea gazelor prin orificiul duzei, pot avea loc două tipuri de curgeri: regim sonic sau critic si regim subsonic sau necritic.

In calculul debitului se folosesc relațiile:

regimul de curgere sonic:

(3.5.)

unde:

p1, p2 – presiunile gazelor la intrarea respectiv ieșirea din duză; în bar;

Viteza de curgere a gazelor este egală cu viteza de curgere a sunetului prin gaze, curgerea fiind supersonică. La gazele naturale această viteza este de 400 m/s. În acest caz debitul se calculează cu relația:

q = c∙p1 (3.6)

în care:

q –debitul in m3N/zi;

p1, p2 – presiunile gazelor la intrarea respectiv ieșirea din duză; în bar;

c – coeficientul de debit al duzei

Valorile coeficientului c sunt date în tabelul urmator pentru gaze cu densitatea relativă δ=0.6 si T=288 K.

Tabel 3.3.

Regimul de curgere subsonic:

În acest caz gazele curg prin duză cu o viteză mai mică decât viteza de propagare a sunetului prin gaze.

Debitul sondei în acest caz scade odată cu creșterea contrapresiunii din conducta de aducțiune, iar gazele curg prin duză cu o viteză mai mică decât viteza de propagare a sunetului prin gaze.

Pentru > 0.56 curgerea este subsonică, debitul urmând a se calcula astfel:

q = (3.7.)

în care:

c – are valoare corespunzatoare diametrului duzei , prezentate in tabelul anterior;

p1, p2 – presiunile în amonte respectiv în aval de duză

δrg – densitatea relativă a gazelor

T1 – temperatura din capul de erupție

Calculul de dimensionare:

Qg=6090 m3/zi

p1=6.6 atm

p2=6.4 atm

curgere subsonică

Știind că:

q = (3.8.)

= == 907.011 (3.9.)

=955≥=907.011 ⇒ = 8 mm

În funcție de valoarea coeficientului c, din tabelul 3.3. se citește valoarea diametrului duzei.

d= 8 mm pentru c = 955 m3N/zi x bar

Se va recalcula debitul ce trece prin duză:

q = = =6412.21 m³N/zi∙bar

În momentul de față sonda III este echipată cu o duză având diametrul de 12 mm. Conform dimensionării pentru debitul și presiunile actuale, ar trebui montată o duză cu diametrul de 8 mm. În timp, diametrele orificiilor duzelor trebuie schimbate (mărite) pentru menținerea unui debit constant.

Diametrele duzelor actuale și cele recalculate pentru sondele aflate în studiu sunt prezentate în tabelul 3.4.

Tabel 3.4.

Duza reglabilă

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.Este construita dintr-un corp in care se afla o tija prevazuta la unul din capete cu o piesa conica ce se aseaza pe un scaun.Prin manevrarea tijei se mareste sau se micsoreaza spatiul dintre piesa conica si scaun, determinind astfel marirea sau micsorarea orificiului de curgere.

Duzele reglabile se folosesc în special la sondele echipate cu capete de erupție cu un singur braț, specific sondelor din Transilvania, pentru a se evita schimbarea duzelor, operație ce necesită închiderea sondei.

La sondelor de mare presiune se pot înseria două duze reglabile, în acest caz duza din amonte este utilizată numai pentru reglarea debitului, iar duza din aval este utilizată pentru închiderea sondei. Duza reglabilă este prevăzută cu un sistem de indicare a închiderii. Deschiderea este dată pe o rigletă etalonată, în mm, diametrul de duză fixă echivalentă. Prin închiderea repetată a duzei reglabile se pot produce deformații în zona de contact între acul duzei și scaunul duzei, ceea ce provoacă diferențe între deschiderea reală a duzei și indicațiile de pe rigletă. Din acest motiv este bine ca o duză să fie utilizată numai pentru reglarea debitului și duza din aval să fie utilizată numai pentru închiderea și deschiderea sondei.

Pentru menținerea debitului de regim al sondei, in cazul in care la sonda este montata o singura duza reglabila, se va monta în aval o diafragma.

Fig. 3.16. Duză reglabilă.

Poligonul sondei

Instalația care permite stabilirea debitului de gaze la fiecare sondă are în componență un panou tehnologic de măsurare a gazelor precum și aparatură propriu-zisă care furnizează datele inițiale de calcul efectiv a debitului de gaze. Aparatul în cauză se numește debitmetru diferențial iar acesta nu ar fi funcțional dacă nu ar exista un dispozitiv de strangulare, cu un diametru bine definit care are rolul de a crea o diferența de presiune amonte si aval de el.

Fiecarei 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.

Panoul sau poligonul de masură care are cea mai mare răspandire la exploatarea gazelor este cel cu diametrul de 4 inch si presiunea nominală de 64 atm.

Accesul gazului în poligon este dinspre separatorul subteran iar debușarea sa se face în rampa colectoare a grupului de sonde.

Debitul de gaze este tradus de către un debitmetru diferențial care datorită construcției sale înregistrează o diagramă planimetrabilă, pe care, folosindu-se formule adecvate de calcul, se poate determina valoarea debitului.

Dispozitivul de strangulare care permite crearea unei diferențe de presiune amonte și aval de el, este de cele mai multe ori ajutaj. În unele cazuri poate fi de tip diafragmă. El este montat în caseta ajutajului (diafragmei), parte componentă a poligonului de masură.

Dacă presiunea în sistemul de colectare crește peste valoarea presiunii nominale, membrana supapei de siguranță se sparge și gazele se descarcă prin brațul supapei. Descărcarea gazelor prin brațul supapei se produce până în momentul când apare o diferență de presiune amonte și aval de clapeta de sens unic care închide curgerea gazelor dinspre conducta colectoare a grupului spre capul de erupție. Sistemul de colectare a gazelor este astfel protejat împotriva scurgerilor de gaze. Emanațiile de gaze care continuă să apară prin brațul supapei provin de la sonda respectivă.

Existența supapelor de siguranță, corelată cu dimensionarea lor optimă reprezintă o protecție la suprapresiunile ce pot apărea pe parcursul exploatării.

Funcționarea corecta a clapei exclude manevrarea ventilului de secționare al poligonului.

Pentru înlocuirea membranei sparte este necesar să se închidă ventilul colțar de la capul de erupție al sondei sau, daca există montat, cel de pe traseul conductei de aducție.

Refacerea circuitului corect al gazului implică eliminarea diferenței de presiune aplicată clapei prin deschiderea by-pass-ului, urmat de efectuarea aceleiași manevre asupra ventilelor colțare.

Fig.3.17. Poligonul sondei

3.2.7.CALORIFERUL

Caloriferele sau încălzitoarele de gaze sunt instalații care au rolul de a ridica temperatura gazului pâna la anumite valori, pentru a preveni formarea dopurilor de criohidrați care duc la opturarea zonei de curgere a gazelor.

În general caloriferele se montează la sondele cu presiuni de zăcământ mari, unde apar diferențe mari între P1 si P2 , iar la trecerea gazului prin orificiul de ștrangulare temperatura scade datorită vitezei mari de curgere și duce la formarea criohidraților.

Fig.3.18. Calorifer

Cutia de protecție are rolul de a proteja focul pentru a nu se stinge din cauza vântului și de a asigura o ardere liniștită, asigurând și o ușoară preîncălzire a aerului în jurul cutiei de foc.

Tabel 3.5.

După mărimea caloriferului se montează un număr de 1 – 5 arzătoare cu duze având diametrul de 3 mm. Focarul cu țevi de fum asigură procesul de ardere, iar cedarea căldurii de la gazele arse la apa caldă se realizează în focar, iar în țevile de fum, prin radiație și convecție.

Instalația de tiraj asigură evacuarea gazelor arse.

Schimbătorul de cadură se compune din 3 rânduri de țevi paralele, legate între ele prin ștuțuri de legătură. În schimbător se realizează transmiteea căldurii de la apa caldă la gazele care circulă prin aceste țevi.

Cutia caloriferului are rolul de a stoca apa necesară transmiterii căldurii. Aceasta este prevăzută cu un orificiu de evacuare a apei și se execută din tablă cu pereții dubli în care se introduce, ca material izolant, vată minerală pentru a reduce pierderile de căldură prin pereții caloriferului.

Capacul caloriferului, care acoperă cutia se confecționează tot din tablă cu pereții dubli între care se introduce vată minerală.

Principiul de funcționare a caloriferului constă în transmiterea căldurii de la țevile de fum la schimbătorul de căldură prin intermediul apei.

Subansamblele componente ale caloriferului sunt:

cutia de protecție sau camera de ardere (in fața caloriferului);

arzătoarele cu duze cu diametrul de 3 mm;

focarul cu țevi de fum, asigură procesul de ardere al gazelor;

instalația de tiraj, asigură evacuarea gazelor arse;

schimbătorul de căldură apă caldă-gaze, în fapt serpentinele care trec prin apa încalzită preluînd din căldura acesteia;

cutia caloriferului, cu pereți dublii pentru reducerea pierderilor de căldură;

capacul caloriferului, pe unde se verifică nivelul de apă din calorifer și se complectează acesta când este nevoie.

Reglarea temperaturii apei din cutia caloriferului se face prin reglarea debitului de gaze la arzatoare.

3.2.8. CALCULUL CONDUCTELOR DE ADUCȚIUNE

Gazele care ies din sondă sunt colectate într-o conductă colectoare, prin care se poate transporta gazele ce vin de la mai multe sonde. De asemenea, gazele mai pot fi colectate separat, în funcție de presiunea sondelor care produc din strate diferite pentru a fi transportate pe conducte separate. Indiferent de modul cum se colectează gazele, într-un singur colector sau în colectoare separate, rețelele de gaze se împart de obicei în următoarele tipuri: rețea liniară, rețea radială, rețea inelară.

Rețeaua liniară se deosebește prin faptul că punctele de colectare pot fi unite printr-o punte de legătură. Avantajul acestui tip de rețea de colectare constă în faptul că alimentarea cu gaze se realizează fără întrerupere. În caz de avarie, în oricare punct din rețea există posibilitatea de a izola această porțiune, în timp ce restul sistemului continuă să funcționeze. Pe colector din loc în loc se montează ventile de secționare și răsuflător pentru scurgerea gazelor în caz de intervenție pentru remedierea unei avarii ce s-a produs într-un anumit sector. De asemenea, pe colectoare, în puncte mai joase, în funcție de relieful terenului, se montează oale de scurgere care trebuie purjate la anumite intervale de timp.

Înaintea legării colectorului la conducta magistrală, în schele de gaze naturale este prevăzut un punct de colectare unde se mai face odată separarea apei de pe traseu și măsurarea gazelor care intră în conducta magistrală. De asemenea în acest punct gazele sunt odorizate pentru a fi mai ușor depistate după miros, pecum și eventualele locuri unde se produc scăpări de gaze.

Rețeaua radială este asemănătoare cu rețeaua liniară, deoarece principiul de colectare este același; în locul unui singur colector pentru toate sondele, sunt mai multe colectoare liniare.

DIMENSIONAREA CONDUCTELOR DE ADUCȚIUNE ALE SONDELOR DE GAZE

Gazele extrase din zăcământ, ajung în capul de erupție al sondelor, de unde trebuie să fie transportate la grupul de instalații tehnologice, separate impuritățile lichide, măsurați parametri principali, iar prin intermediul conductelor colectoare vor fi transportate la conducta de racord a câmpului național de transport. În funcție de presiunea din conductele colectoare acestea sunt construite pe trepte de presiune astfel:

înaltă presiune;

medie presiune;

joasă presiune.

Debitul unei sonde este condiționat de presiunea pe care o au gazele la capul de erupție pentru a fi introduse în rețeaua de conducte corespunzătoare la care este racordată sonda.

Calcularea curgerii gazelor pe conductă se face în ideea conservării pe cât posibil a unei perioade mai lungi a energiei de zăcământ sau a consumului rațional al energiei respective.

Formulele după care se face calculul de dimensionare a conductelor de gaze sunt:

formula „Gaz metan”

formula „Weymouth”

formula „Biel”

Determinarea diametrelor conductelor pentru gazul metan din Transilvania a cărui densitate relativă ρ = 0,554, și pentru starea normală fizică a gazelor: T0 = 288 K și P0 = 1,013 bari, se face folosind următoarele formule:

Formula Gaz metan:

(3.10.)

(3.11.)

Formula Weymouth:

(3.12.)

(3.13.)

Formula Biel:

(3.14.)

(3.15.)

unde:

Q1 – debitul gazelor, m3N/h;

Q2 – debitul gazelor, m3N/zi;

D1 – diametrul interior al conductei, cm;

D2 – diametrul interior al conductei, m;

P1 – presiunea gazului la intrarea în conductă cu diametrul interior (D1), atm;

P2 – presiunea gazului la ieșirea din conductă cu diametrul interior (D1), atm;

P1 – presiunea gazului la intrarea în conductă cu diametrul interior (D2), Pa;

P2 – presiunea gazului la ieșirea din conductă cu diametrul interior (D2), Pa;

L – lungimea conductei cu diametrul interior (D1), km;

L – lungimea conductei cu diametrul interior (D2), m;

Z – factorul de abatere.

Vom face calculul de dimensionare pentru conducta de aducțiune de la sonda III la panoul de colectare a gazelor de pe structura ERNEI.

Date de intrare:

Q – (debitul de gaze) = 6090 m3N/zi = 253.75 m3N/oră

L – (lungimea conductei) = 980 m = 0,98 km

Z – (factorul de abatere) = 0,949;

P1 – (presiunea la intrare în conductă) = 6.6 atm.

În calculul hidraulic al conductelor de gaze vom porni de la faptul că pierderea de presiune este mai mică de 2 bar/km pe conductă. Pentru determinarea presiunii la ieșirea din conductă vom folosi relația:

p2 = p1 – (1,8 0,15) = 6.6 – (1,8 0,15) = 6.33 bar = 6.33 105 N/m2

unde:

L – lungimea conductei, km;

P1 – presiunea la intrarea în conductă, bar;

P2 – presiunea la ieșire din conductă, bar.

Se folosește metoda „Gaz Metan”:

In unitati de masura ale sistemului MKfS, respectiv :Q, in m³N/h; D – cm ; L – km ; si – bar

(3.16.)

=5.196 cm

In unitati de masura ale Sistemului International (SI), respectiv : Q, in m³N/h; D si L – m ; si – Pa.

(3.17.)

Conform STAS ISO 13696- 2007/2009 se alege conducta având diametrele De și di.

Tabelul 3.6.

3.3 SEPARAREA GAZELOR

Un rol important în funcționarea instalațiilor tehnologice de suprafață la o sondă de extracție a gazelor naturale îl are separarea și reținerea impurităților lichide și solide aduse din strat odată cu gazele s-au rezultate prin condensare ca urmare a scăderii temperaturii.

Separatoarele de gaze s-au experimentat și construit în mai multe tipuri de separatoare bazate atât pe forțe gravitaționale cât și forțe centrifuge și de adeziune.

Se admite ca fiind o separare eficientă în momentul în care gazele care ies din separator cu circa 20% mai multă umiditate decât cea de saturație. În multe din cazuri aceste performanțe sunt suficiente ca să asigure o desfășurare normală a utilizării gazelor mai ales în cazul conductelor scurte în care presiunea nominală este coborâtă, scăderea temperaturii fiind compensată de scăderea presiunii, iar la punctul final, datorită măririi volumului specific al gazului, acesta să devină nesaturat.

Cazul în care, presiunile de plecare sunt mai ridicate (> 4 Mpa) și căderea de temperatură este mult mai importantă decât căderea de presiune, simpla separare în schela de producție nu este suficientă de aceea se impune o deshidratare a gazelor.

Gazele pot fi separate și deshidratate 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 în recipienți metalici bazate pe :

– forța gravitațională;

– schimbarea bruscă a curentului de gaze;

– forțe centrifuge în cazul turbulenței gazului;

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

– trecerea gazelor prin filtre, membrane.

Procesul de separare pentru a fi eficient depinde de:

– proprietățile fizice ale amestecului de gaze;

– modul de introducere al gazelor;

– viteza curentului de gaze;

– regimul tehnologic de separare (presiune, temperatură);

– construcția (folosirea dispozitivelor de deflegmare);

– tipul și dimensiunile separatorului.

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.

SEPARATORUL GRAVITAȚIONAL

Particulele aflate în suspensie pentru a înceape să se depună trebuie ca viteza ascensională a curentului wa să fie mai mică decât viteza limită de cădere w0, deci:

la w0 > wa → particulele se depun;

la w0 = wa → particulele vor pluti în masa de gaze;

la w0 < wa → particulele vor fi antrenate de către curentul de gaze fără să se poată depune.

SEPARATORUL GRAVITATIONAL VERTICAL

Dupa ce fluidele venite de la sondă intră în separator, datorită reducerii vitezei de deplasare, ca efect al creșterii secțiunii începe un proces de separare gravitațională. Gazele fiind mai ușoare merg în partea de sus a recipientului, iar lichidul cade la partea de jos a acestuia. În acest fel sunt separate cele două faze – faza lichidă și faza gazoasă – care în continuare sunt evacuate separat.

Viteza ascensională a curentului de gaze

wa= , m/s (3.18.)

în care:

wa – viteza ascensională a curentului de gaze, m/s;

q – debitul de gaze al sondei, m3N/s;

S – suprafața separatorului, m2;

P0 – presiunea în condiții normale, Pa;

T0 – temperatura în condiții normale, K;

P – presiunea în separator, Pa;

T – temperatura fluidelor din separator, K;

Z – factorul de abatere.

S = k ∙ F, m2

în care:

F – secțiunea separatorului, m2;

k – coeficientul de utilizare a secțiunii separatorului.

Diametrul separatorului vertical

D=8.54 (3.19.)

în care:

D – diametrul separatorului, m;

Q – debitul de gaze al sondei,

Z – factorul de abatere

w0 – viteza limita de cadere a unei picaturi de lichid, m/s

p – presiunea în separator, Pa;

K – coeficientul de utilizare a secțiunii separatorului.

Calculul de dimensionare a separatorului gravitațional vertical:

T=291.15 K

0.560609

d=0.0001 m

Pas

(3.20.)

(3.21.)

Tabelul 3.7.

=3.46

D=8.54=0.1139 mm (3.22.)

Se alege separator SVB8 – 1200×3

Tabelul 3.8.

în care:

D – diametrul separatorului, m;

q – debitul de gaze al sondei, m3N/s;

T – temperatura fluidelor din separator, K;

Z – factorul de abatere;

w0 – viteza limită de cădere a particulelor de lichid, m/s; P – presiunea în separator, Pa;

k – coeficientul de utilizare a secțiunii separatorului.

Separatoarele considerate eficiente în industria extractivă a gazelor naturale sunt cele care separă particule până la limita de 0,25 mm.

În practică s-a confirmat că separatoarele gravitaționale verticale funcționează mai bine la presiuni mai mari respectiv atunci când sunt montate în amonte de laminare.

Pentru un conținut mare de lichide în gaze pot fi folosite separatoarele verticale sau orizontale care în cazul obținerii unei eficiențe mai mari de separare pot fi folosite în două sau trei trepte montate în serie.

SEPARATORUL GRAVITAȚIONAL ORIZONTAL

La curgerea gazelor prin conducte orizontale, direcția de depunere a particulelor lichide și solide este verticală. Pentru ca apa și condensul, separate din gaze, să nu fie antrenate de către curentul de gaze, acestea trebuie eliminate din conductă. Eliminarea menționată se realizează de către acumulatoare de lichid care se montează pe conductă.

Separatoarele orizontale sunt recipiente sub presiune destinate să separe faza lichidă de cea gazoasă. Ele se construiesc în funcție de presiunea gazului.

Avantajele separatoarelor orizontale sunt următoarele:

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

sunt mai ușoare și mai ieftine.

Separatorul Orizontal Îngropat

Este utilizat cu precădere la sondele de gaz metan.

La acest model de separator, apa separată din gaze se acumulează în corpul inferior, de unde este descărcată într-un bazin special amenajat.

În continuare apa poate fi pompată la o stație de injecție sau în cazul în care conține și hidrocarburi lichide ea este pompată la o stație de epurare și apoi seinjectează, prin sonde, în diferite acvifere situate la adâncimi pe cât posibil mai mici fără a polua pânzele de apă freatică.

Fig. 3.19. Separatoare gravitaționale: orizontal si vertical

3.4. MĂSURAREA GAZELOR NATURALE

Măsurarea cantităților de gaze ne oferă posibilitatea de a calcula pierderile de gaze întru-n sistem de transport precum și compararea acestui sistem de transport cu altele la aceleași regimuri tehnologice.

Volumul gazului variind cu presiunea și temperatura este necesar să se aleagă la determinarea cantităților reale, o stare de referință (așa-zisa stare normală) la care se reduce volumul gazului, în realitate el având un alt volum, determinat de presiune și temperatură. În industria gazului metan se întrebuințează ca stare de referință: t = 150C, T = 288 K și p = 760 mm col. Hg.

Instalația de măsurare este formată din:

– manometru diferențial;

– manometre de presiune;

– termometre.

Cu ajutorul manometrul diferențial se măsoară debitele de fluide compresibile și incompresibile, în limite foarte largi, precum și la măsurarea nivelului. Aparatul face parte din categoria manometrelor diferențiale cu plutitor pe mercur cu cuplaj mecanic, aparat înregistrator; înregistrarea se face pe o diagramă tip circulară care este acționată de un mecanism de tip ceasornic, precum și o peniță suplimentară pentru înregistrarea presiunii statice pe lângă cea diferențială.

Domeniul de măsurare pentru presiunea diferențială este cuprins între 400 – 6300 mm col. H2O, repartizat în următoarele trepte:

– 0 – 400 mm col. H2O;

– 0 – 630 mm col. H2O;

– 0 – 1000 mm col. H2O;

– 0 – 1600 mm col. H2O;

– 0 – 2500 mm col. H2O;

– 0 – 4000 mm col. H2O;

– 0 – 6300 mm col. H2O.

Presiunea maximă suportată de aparat este de 100 bar împărțită în intervalele: 1; 1,6; 2,8; 4; 6; 10.

Măsurarea debitelor de gaze se face la prizele de presiune montate deasupra axei orizontale a secțiunii conductei, condiții impuse de STAS 5167-98, iar aparatul se montează deasupra dispozitivului de strangulare, în poziție verticală.

Manometrul diferențial fiind un aparat înregistrator trebuie ca la fiecare 24 h să i se schimbe diagrama, să se umple penițele cu cerneală și să se armeze mecanismul de ceasornic.

Manometrele de presiune folosite în instalația de măsură de pe structura sunt de tipul obișnuit cu tub Bourdon construite în România și de tip Scanner 1140 C sau Floboss, și se aleg în funcție de presiunea maximă pe care o produce sonda.

3.5. CALCULUL VARIAȚIEI PARAMETRILOR DE STARE

Acest calculul al variației parametrilor de stare se face pentru a alege instalațiile de suprafață și pentru a stabilii tehnologiile de extracție care sunt necesare.

Variația presiunii la ascensiunea gazelor în lungul coloanei de țevi de extracție

Ecuația generală la curgerea gazelor prin conducte înclinate este:

(3.23.)

unde:

P1 – presiunea gazului la capătul inițial al conductei, N/m2;

P2 – presiunea gazului la capătul final al conductei, N/m2;

M – masa moleculară a gazului, kg/kmol;

g – accelerația gravitațională, m/s2;

L – lungimea conductei, m;

α – unghiul dintre axa conductei și planul orizontal;

Zm – factor de neidealitate pentru condiții de stare medii, Zm = f (Pm, Tm);

Tm – temperatura medie a gazelor, K;

R – constanta universală a gazelor, R = 8316 J/kmol ∙ K;

λ- coeficient de pierderi liniare de sarcini, a cărei valoare se stabilește în funcție de regimul de curgere;

G – debitul masic de gaze scurs în conductă, kg/s;

D – diametrul interior al conductei, m;

S – secțiunea de curgere a conductei, m2.

Când extracția gazelor natural se face prin spatiul inelar, în acest caz relația este următoarea:

sin = 1; , (3.24)

unde:

diametrul D se înlocuiește cu diferența

Di – diametrul interior al coloanei de exploatare, m;

De – diametrul exterior al coloanei de extracție, m;

Celelalte mărimi rămânând aceleași:

(3.25.)

Când extracția gazelor se face prin colaona, atunci relația devine:

sin = 1; , (3.26)

Unde diametrul D, devine diametrul interior al coloanei de extracție, celelalte mărimi rămânând aceleași:

(3.27.)

Variația presiunii în conducte orizontale se calculează cu următoarea formulă:

(3.28.)

unde:

dic este diametrul interior al conductei, m.

Vom calcula variația presiunii la ascensiunea gazelor din sonda III exploatată prin coloana de extracție.

Date:

H – (adâncimea sondei) = 2011m;

TZ – (temperatura de zăcământ) = 349.11 K;

Tce – (temperatura în capul de erupție) = 298.15K;

Pce – (presiunea în capul de erupție) = 6.6 bar;

Qg – (debitul de gaze al sondei) = 6090 m3/zi;

di –(diametrul interior) =0.062 m;

de – (diametrul exterior) = 0,073 m.

(3.29.)

(3.30.)

Tabelul 3.9.

VARIAȚIA TEMPERATURII GAZELOR DE-A LUNGUL COLOANEI DE EXTRACȚIE

Este important ca să se știe temperatura gazelor în ascensiunea prin coloana de extracție pentru a știi în ce regim să se exploateze în așa fel încât să nu existe pericolul formării criohidraților.

Se consideră o sondă de gaze care produce prin țevile de extracție. Luăm un element de țeava dl, la o distanță l de la șiul țevilor de extracție. Căldura cedată de gaze este dată de relația:

(3.31.)

unde:

Q – cantitatea de căldură cedată;

q – debitul de gaze, m3N/s;

– masa specifică la presiune constantă a gazelor, J/kg K;

T – variația temperaturii gazelor ca urmare a cedării căldurii din interiorul țevilor către zona adiacentă sondei, K;

Tp – variația temperaturii ca urmare a scăderii izoentalpice a presiunii cu valoarea P, K.

Cantitatea de căldură dată de relația de mai sus este aceeași cu cantitatea de căldură pierdută prin pereții țevilor de extracție.

(3.32.)

(3.33.)

in care:

Di – diametrul interior al țevilor de extracție, m;

K – coeficientul de schimb de căldură prin suprafața laterală a țevilor de extracție, J/m2sgrad;

T – temperatura gazelor în țevi, K;

Tsol – temperatura solului în zona adiacentă sondei, K;

Tsg – temperatura la care începe să se măsoare gradientul geotermic, K;

GradT – gradientul geotermic, 0/m;

L – adâncimea de fixare a șiului țevilor de extracție, m;

Tz – temperatura de zăcământ, K.

(3.34.)

Temperatura gazelor în țevi va fi dată de relația:

(3.35.)

in care:

T – temperatura gazelor în țevi, K;

– factorul complex de schimb de căldură.

Dacă admitem l = L și dacă se cunoaște Tsol cu ajutorul relației de mai sus se poate calcula temperatura gazelor la intrarea în capul de erupție Tce.

(3.36.)

Prin încercări succesive pentru sonda considerată ca reprezentativă și la care s-au măsurat: Tce, Tsg, gradT, ∆Tp, se poate calcula factorul complex de schimb de căldură (K), cu relația:

(3.37.)

Căderea de presiune este mare, la debite mari, rezultând o scădere pronunțată a temperaturii. La debite mici valoarea factorului complex de schimb de căldură crește, deci Tce tinde către Tsg.

Calculul temperaturii gazului în capul de erupție se va face utilizând aceeași relație stabilită pentru conducte de gaze și pentru valoarea factorului complex de schimb de căldură

„” utilizând măsurătorile efectuate la un număr de sonde din șantier.

variația temperaturii gazelor în capul de erupție neizolat pentru diferite temperaturi ale aerului, în condiții de vânt și în funcție de valorile factorului complex de schimb de căldură temperatura se va stabili prin măsurători.

variația temperaturii gazelor în capul de erupție izolat

Izolația poate fi de două feluri: cu vată minerală și cu poliuretan. În aceste condiții și în funcție de condițiile mediului înconjurător factorul complex de schimb de căldură se calculează după relația:

(3.38.)

(3.39.)

în care:

– factorul complex de schimb de căldură, l/m;

Dice – diametrul interior al capului de erupție, m;

K – coeficientul global de schimb de căldură, J/m2s grad;

Q – debitul de gaze, m3N/s;

– masa specifică a gazului, kg/m3N;

cp – căldura specifică la temperatură constantă a gazelor, J/kg K;

di – diametrul interior al conductei, m;

a – (transmitivitatea termică de la gaz la pereții țevii) = 418,7 kJ/m2h K;

Tc – (conductivitatea termică a oțelului) = 195,8 kJ/m2h K;

De – diametrul exterior al țevii, 0.073 m;

Tiz – conductivitatea termică a materialului izolat:

pentru vată minerală tiz = 187,2 kJ/m2h K;

pentru poliuretan tiz = 0,067 kJ/m2h K;

Diz – diametrul exterior al stratului izolator, m;

ad – coeficientul parțial de transfer de căldură la exteriorul izolației.

VARIAȚIA TEMPERATURII GAZELOR, ÎN CONDUCTE ÎNGROPATE DE GAZE.

În cazul conductelor îngropate, temperatura solului la adâncimea de îngropare 0,8… 1,5 m, în anotimpul rece este de 2… 40C se calculează cu formula:

(3.40.)

(3.41.)

în care:

Tcî – temperatura gazelor în conducte îngropate, K;

Ts – temperatura solului, K;

Ti – temperatura gazelor în conductă, K;

– factorul complex de schimb de căldură, l/m;

L – distanța dintre capul de erupție și locul în care se calculează Tcî, m;

Tsol – (conductivitatea termică a solului) = 4,18 kJ/m2h K;

h – adâncimea de îngropare a conductei.

Se calculează variația temperaturii gazelor în lungul coloanei de extracție pentru sonda III:

Date de intrare:

H – (adâncimea sondei) = 2011 m;

Q – (debitul de gaze) = 6090 m3/zi = 253.75 m3/h;

Tce – (temperatura în capul de erupție) = 25 0C = 298.15 K;

Tz – (temperatura de zăcământ) = 75.96 0C = 349.11 K;

Di – (diametrul interior) = 0.062 m;

Pz – (presiunea de zăcământ) = 62 bar;

Pce – (presiunea în capul de erupție) = 6.6 bar;

Ts – (temperatura solului) = 110C.

Se calculează factorul complex de schimb de căldură:

Tabelul 3.10.

CAPITOLUL IV

METODE TEHNICE DE EVACUARE A FAZEI LICHIDE

4.1. RECUNOAȘTEREA ÎNCĂRCĂRII CU LICHID A SONDELOR DE GAZE

Pentru o intervenție eficientă, care să prevină încărcarea sondei și în final autoinundarea acesteia este necesar ca operatorul de extracție să cunoască semnele care apar la încărcarea sondelor cu lichid.Cunoscând acestea operatorul poate intervenii la timp și poate prevenii încărcarea sondei și în final oprirea acesteia. Semnalele încărcării sondei cu lichid sunt:

scăderea debitului sondei;

scăderea cantității de lichide la separator;

creșterea diferenței de presiune dintre tubing și coloană.

Cunoașterea cantității de apă antrenate de fiecare sondă, este foarte importantă, deoarece împreună cu scăderea debitului poate fi un indiciu despre cum funcționează sonda. Din acest motiv refularea sondelor conform graficului și mai ales măsurarea cât mai exactă a cantităților de apă antrenată zilnic cât și etalonarea periodică a cantității de lichide are o importanță deosebită. Dacă presiunile dinamice ale sondelor sunt măsurate decalat această activitate se face zilnic.

Diferența de presiune dintre P coloană și P tubing este dată de frecarea mai mare a gazului pe țevile de extracție datorită apei din tubing. Măsurătoare cea mai concludentă în urma careia avem certitudinea încarcarii cu lichid a sondei este de măsurare a nivelului de lichid din sondă cu echipamentul de măsurători speciale. Cele trei indicii asupra încărcării sondelor cu lichid sunt suficiente pentru a acționa în vederea preîntâmpinării inundării sondei.

Reducerea diferenței de presiune dintre tubing și coloană se traduce prin expulzarea volumului de apă din sondă datorită existenței încă pentru formațiunea respectivă, sau mai precis pentru zona productivă aferentă sondei în cauză, a unei energii de zăcamânt capabilă să învingă valoarea presiunii hidrostatice creată de coloana de apă din tubing.

De precizat este faptul că pot să apară consecințe nedorite dacă nu se intervine la timp pentru micșorarea diferenței de presiune tubing-coloană, sondelor de gaze care prezintă acest simptom, periodic, le este eliminată cantitatea de apă acumulată, prin mai multe metode.

4.2. TRATAREA CU SPUMANT LICHID SAU SOLID (STICKS)

Constă în introducerea acestora pe tubing (sticks) sau pe coloană (spumant în amestec cu apă). Aceste substanțe spumogene au proprietatea că în contact cu apa din gaura de sondă să o transforme în spumă ușurând astfel aducerea ei la suprafață.

Substanțele spumogene lichide întroduse în sondă pe coloana au efect de durată prin scurgerea treptată pe pereții coloanei spre apa cantonată în coloană și se introduc cu ajutorul lubricatoarelor montate pe capetele de erupție ale sondelor.

Substanțele solide întroduse în sondă pe tubing au avantajul că nu necesită aparatură pentru întroducere iar durata de ajungere și pătrundere în masa de lichid este mult mai mică, începând spumarea dopului de apă în profunzime, spre deosebire de spumantul lichid care declanșează spumarea apei la suprafața dopului și apoi, treptat, în profunzime. În condiții relativ normale, un kg de spumant are efect asupra a 100 litri de apa.

Tratamentul sondelor cu substanțe spumogene este unul continuu și se aplică diferențiat în funcție de intervalul de timp corespunzator acumulării unui alt volum de apă în urma unor grafice de întroducere.

Întroducerea acestora se face prin lubricare, iar eficiența operației este dată în general de capacitatea de spumare a dopurilor de apă antrenate în tubing. În general întroducerea de spumant solid (stiksuri) în tubing are un răspuns mult mai rapid, dar are dezavantajul că frecvența întroducerilor este mai mare față de întroducerea spumantului lichid în coloana, care necesită o perioadă mai îndelungată pentru ajungerea spumantului în contact cu dopul de apă, dar efectul spumării este de durată mai mare.

Sistemul este prevăzut cu un rezervor de stocare a amestecului spumogen, din care pompa se alimentează și injectează amestecul sub presiune în coloana sondei. Energia necesară funcționării pompei este asigurată de un panou solar, iar pe timp de noapte de un acumulator de 12 volți. Pornirea și oprirea pompei, frecvența numarului de injecții, este asigurată de un controler care memorează perioada de funcționare efectivă a pompei și cantitatea de spumant întrodusă.

Fig. 4.1. Pompa dozatoare de întroducere a spumantului în sonde

4.3. REFULAREA PRIN ISTALAȚIE

Se folosește atunci când substanțele spumogene nu au efect asupra apei din gaura de sondă (apa cu urme de noroi, concentrație mare de sare, cu urme de amestecuri petroliere). Operația constă în închiderea sondei pentru refacerea presiunii statice, înlocuirea duzei cu inel de etanșare și refularea sondei la haba de etalonare până la eliminarea dopului de apă, dupa cere se reface linia inițială.

4.4. INJECȚIA DE GAZE DIN ALTE SONDE

Se execută atunci când metodele de mai sus sunt ineficiente. Se procedează la direcționarea gazului de la o sondă cu presiune mai mare (sonda de injecție) spre sonda respectivă prin coloana sau tubing, în funcție de nivelul apei din sondă, efectuând astfel o denivelare cu gaze

4.5. EVACUAREA PRIN GAZ-LIFT

Este un procedeu modern prin care apa este scoasă la suprafață cu ajutorul unui piston liber, acționat de presiunea din coloană a sondei, dupa un ciclu care este reglat de aparatura montată pe sondă. Avantajul acestei metode de evacuare a apei din sondă este că se folosește de energia proprie a sondei.

Metoda este folosită la sondele care nu au un debit suficient încât să antreneze în mod continuu apa din sondă, dar au suficientă energie de zăcământ încât să elimine intermitent dopurile de lichid acumulate în sondă.

Sonda funcționează intermitent, perioadele de funcționare alternând cu cele în care sonda este închisă pentru refacerea presiunii necesare împingerii apei acumulate în timpul funcționării. Plungerul este practic o interfață între apa acumulată și gaz, pentru a mării eficiența eliminării dopului de apă.

Un dispozitiv special (controler) comandă închiderea sondei după un algoritm stabilit, prin acționarea robineților pneumatici ai instalației. În acest moment prin țevile de extracție se produce căderea unui piston de construcție specială până în baza țevilor de extracție, unde este oprit într-un dispozitiv prevăzut cu amortizor de șoc.

Acționarea robinetului care închide și deschide sonda se realizează prin comenzi pneumatice transmise de către controler. Gazul de comandă se asigură cu ajutorul unei instalații de reducere a presiunii.

Fig. 4.2. Sondă echipată cu plunger lift

DESCRIEREA COMPONENTELOR ECHIPAMENTULUI

1. ECHIPAMENTUL DE FUND:

– Opritorul – are rolul de a opri căderea pistonului în țevile de extracție

– Amortizorul – are rolul de a prelua șocurile provocate de căderea pistonului.Acesta este fixat pe opritor.

– Pistonul- are rolul de a crea o interfață între dopul de apă și gaz, așa încât presiunea să acționeze asupra pistonului și prin deplasarea lui la suprafață să elimine dopul de apa de deasupra acestuia.

2. ECHIPAMENTUL DE SUPTAFATA:

– Lubricator cu reținător – este montat pe robinetul de serviciu al capului de erupție și are principal 2 funcții: de preluare a șocurilor la sosirea pistonului la suprafață cu ajutorul uni patine de șoc prevăzută la capăt cu un arc; de a permite prinderea și inspectarea periodică a pistonului.

– Robineții cu servomotor pneumatic – cu rol de a efectua închiderea și deșchiderea sodei. Acesta se realizează prin etanșarea unei bile înalt crom- aliată conectată la o tijă de oțel inoxidabil pe un scaun cu secțiunea de trecere 25mm. Servomotorul are o membrană de cauciuc care lucrează la presiuni de 1-2 bar.

– Controler – realizează închiderea și deșchiderea sondei la un interval prestabilit prin întreruperea semnalului de alimentare a robinetului pneumatic.

– Senzor magnetic – are rolul de a sesiza sosirea pistonului în capul de erupție și de a comanda închiderea motovalvei care by-passeaza duza, funcție de programul stabilit.

– Traductori de presiune

– Baterie de separare și reducere a presiunii gazului de comandă

– Conducta de legătură, dopuri, flanșe oarbe, șuruburi și garnituri

Instalația de reglare separare a gazului de impuls – asigură gazul de comandă pentru deșchiderea robinetelor pneumatice. Pentru a evită probleme legate de funcționarea corectă a instalației de plunger lift este necesar ca gazul de comandă să fie cât mai curat. Din acest motiv gazul de comandă se ia din conducta sondei. Acesta este redus prin 2 regulatoare de presiune la presiunea de lucru 1-2 bar. Între cele 2 regulatoare se montează o butelie de separare a apei.

Electrovalvă – este practic un distribuitor de presiune, care deschide sau închide alimentarea cu gaz de impuls în funcție e de comandă dată de controller.

ALEGEREA SONDELOR CANDIDATE ÎN VEDEREA FUNCȚIONĂRII CU PLUNGER

In general alegerea sondelor pentru funcționarea cu instalație plunger-lift se face dintre sondele cu probleme în exploatare, care acumulează lichide în talpa sondei și eliminarea acesteia nu se face continuu. Pornind de la acest avantaj pot fi alese sondele candidate foarte repede, practic orice sondă care are suficientă presiune de zăcământ încât să elimine dopul de apa, poate folosi acesta tehnologie. Presiunea necesară evacuării dopului de lichid este în funcție de cantitatea de lichid acumulată și de adâncimea de fixare a țevilor de extracție evitându-se alegerea sondelor la care tubingul nu este fixat în bază perforaturilor sau a celor care au tubing de diametru mai mare sau mai mic de 60-62mm. La sondele candidate pentru plunger este necesar să se măsoare cât mai exact parametrii dinamici de funcționare, cantitatea de apă antrenată precum și refacerea presiunii statice.

Acesta tehnologie a plunger-liftului nu poate fi folosită la sondele care se autoinunda la închidere.

După stabilirea acestor sonde se execută măsurători cu echipament special pentru determinarea nivelului în regim static și dinamic, precum și șablonarea țevilor de extracție, Șablonarea se efectuează succesiv cu șabloane de 32 mm, 56mm și groasă de 59mm.

MONTAJUL ȘI PUNEREA ÎN FUNCȚIUNE A INSTALAȚIEI PLUNGER LIFT

Ansamblul de fund se întroduce în sondă cu ajutorul echipamentului de măsurători speciale.

După întroducerea ansamblului de fund se realizează montajul instalației conform proiectului de către secția de producție.

Montajul controlerului al bateriei de reglare separare, electrovalvelor, traductorilor precum și a conductelor de impuls gaz de comandă se va realiza de către serviciu tehnologic de montaj și mentenanța a echipamentelor, care vă pune în funcțiune instalația și va stabili ciclul de funcționare.

Punerea în funcțiune se realizează după recepția montajului, efectuându-se întroducerea pistonului liber pentru care se vor respecta următoarele etape:

– Se vor închide robinetul colțar de la capul de erupție și robinetul de serviciu

– Se va scurge presiunea prin priza de ½ inch a lubricatorului

– Se armează reținătorul mecanic al lubricatorului prin rotirea acestuia spre stânga

– Se înlătură ansamblul superior al lubricatorului și se introduce

– Se înfiletează ansamblul superior al lubricatorului și se deschide robinetul de serviciu sau robinetul de manevră

– Se dezarmează reținătorul și se cronometrează timpul de cădere a pistonului în sondă

– Reprezentantul serviciului tehnic programează ciclul de funcționare al sistemului

– Operatorul deschide robinetul colțar și pune sonda în funcțiune

Avantajele folosirii plunger liftului:

plunger-liftul poate fi folosit cu succes în sondele depletate;

plunger-liftul are avantajul, față de substanțele spumogene, că nu crează spumă care sa pună în pericol funcționarea compresoarelor;

prin utilizarea unor controlere moderne de ultimă generație se pot transmite instantaneu parametrii de funcționare ai sondei, numărul de sosiri ale pistonului în lubricator, presiunile tubing, coloană la pornirea sondei, și la oprirea sondei, numarul de curse ale pistonului, durata cursei pistonului. Deasemenea există posibilitatea modificarii ciclurilor de la distanța. Astfel de controlere CEO IV sunt în funcțiune la 20 de sonde;

instalațiile sunt relativ ieftine și fiabile.

Dezavantajele țin mai mult de părțile constructive ale sondelor:

nu poate fi utilizat (sau nu este indicat ) la sondele cu paker;

nu poate fi utilizat (sau nu este indicat) la sondele cu tubing fixat deasupra perforaturilor;

nu poate fi utilizat la sondele care antrenează nisip, datorită restricțiilor de duză;

nu poate fi utilizat în sondele cu tubing telescopic sau cu tubing de grosimi diferite;

nu poate fi utilizat (sau nu este indicat) la sondele cu cap de eruptie de 2 ½’’;

deasemenea există unele restricții legate de accesul la sondă, pentru lansarea, armarea ansamblului de fund este necesar acordul proprietarului de teren .

4.6. PREVENIREA ȘI ELIMINAREA CRIOHIDRAȚILOR

Criohidrații sunt substanțe solide, albe, microcristaline care se formează datorită interacțiunii dintre hidrocarburi și umiditate în prezența apei libere. Se prezintă sub formă de zapadă, cristalele de gheață putând servi ca germeni de cristalizare a criohidraților. Densitatea este cuprinsă între 880-900 Kg/m3. Cristalele sunt formate ca substanță dintr-o moleculă de hidrocarbură si 6 sau 7 molecule de apă.

Cei mai cunoscuți criohidrați sunt:

– de metan (CH4∙6 H2O);

– de etan (C2H6∙7 H2O);

– de propan;

– de butan.

Analiza diagramei echilibrului de faze duce la concluziile:

criohidrații hidrocarburilor cu masă moleculară mai mare se produc mai ușor;

pentru temperatura de 5° C criohidrații metanului sunt mai stabili la o presiune de 45,9 bar.

CAUZELE FORMĂRII CRIOHIDRAȚILOR

umiditatea gazului;

prezența apei libere în conducte;

presiunea de regim a conductei ( cu creșterea presiunii crește și stabilitatea criohidraților);

temperatura de regim a conductei;

prezența impuritaților gazoase din gaze ( H2S, CO2, N2);

regimul de curgere a gazelor (variații de presiune, viteze mari de curgere);

construcția și montajul conductei ( schimbari bruște de direcție, ventile, regulatoare);

exploatarea conductei cu nerespectarea presiunii prescrise, a temperaturii, a debitului vehiculat, neevacuarea la timp a impuritaților lichide.

METODE DE PREVENIRE SI ELIMINARE A HIDRAȚILOR FORMAȚI LA CAPUL DE ERUPȚIE ȘI CONDUCTELE DE ADUCȚIE

In general, formarea criohidraților se produce în perioada de exploatare a sondei și este legată de apariția apei dulci, condensate sau a apei filtrate din noroiul de foraj. Condițiile favorabile apariției criohidraților se crează în special în partea superioară a țevilor de extracție, unde gazele încep să se răcească.

Formarea hidraților la capul de erupție poate fi combătută prin montarea unei duze de fund sau prin injectarea în sondă a unor substanțe anticongelante ( glicoli, metanol, etanol, propanol, acetonă, bicarbonat de amoniu).

Aceste substanțe se întroduc în sondă sau în capul de erupție cu ajutorul unor dozatoare printr-un sistem de injecție ( picurare sau pulverizare) se mai poate face întroducerea periodică a soluției anticongelante la talpa sondei.

Când în sondă s-a format un dop de gheață determinând oprirea producției, se întroduce deasupra dopului o soluție de inhibatori, se lasă sonda în pauză de reacție, se scurge presiunea iar dacă nu s-a obținut rezultat se repetă operația pană la descompunerea dopului.

Alte metode uzuale de lichidare a criohidraților aparuți pe conducte în zonele de schimbări bruște ale direcției sau în zonele de strangulare ( duze, ventile, regulatoare) se referă la punerea în contact a exteriorului zonelor respective cu apă caldă, nisip cald, carămizi calde. Metodele amintite aici se folosesc doar la apariția unor obturări ușoare, a unor dopuri mici de criohidrați.

Pentru fiecare valoare a presiunii de exploatare există o temperatură de echilibru deasupra căreia criohidrații nu se mai pot forma.

Apa pătrunde în conductele da 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 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.

O creștere a temperaturii gazelor (substanțială în sezonul rece) poate fi obținută prin izolarea capului de erupție cu un strat de poliuretan expandat sau de vată mineralizată. Pentru că formarea dopurilor de criohidrați scoate sonda din producție este de preferat să se prevină formarea criohidraților. Prevenirea se poate face fie prin stabilirea unui ritm de extracție adecvat dacă condițiile geologo-tehnice permit, fie utilizând diferite substanțe ca: glicol, amoniac, metanol.

Odată cu apariția în sondă a apei sărate formarea criohidraților încetează.

CAPITOLUL V

USCAREA GAZELOR NATURALE PROVENITE DE PE STRUCTURA ERNEI

Stații de uscare cu glicoli

Procesul de uscare a gazului și regenerarea glicolului este un sistem complet pentru îndepărterea vaporilor de apă din gaz.

Procesul în urma căruia vaporii de apă existenți în masa de gaze sunt separați la contactul cu masa de glicol, se numește absorbție. În condițiile în care trietilenglicolul este supus la temperaturi ridicate, apa este eliberată prin desorbție.

În stare fizică, trietilenglicolul este o substanță lichidă cu următoarele proprietăți fizico-chimice:

– Formula chimică: C6H14O4

– Valoare ph: neutru

– Punct de ferbere: 287grd.C

– Punct de congelare: -5grd.C

– Temperatura de autoaprindere: 323 grd.C

– Densitate:1.21-1.26 kg/l

– Solubilitate: solubil complet în apă

– Higroscopic: absoarbe umiditatea din aer.

Punctul de rouă al apei din gazul uscat este principalul aspect urmărit în procesul de uscare al gazelor. Valoarea obținută a acestui parametru redă real performanțele instalației. Pentru obținerea unei valori care să respecte Acordul Tehnic în vigoare este necesară cunoașterea în amănunt a procesului și respectiv a operării cât mai eficiențe în condiții de randament cu consumuri tehnologice cât mai reduse.

Sistemul se compune dintr-un contactor de glicol (absorber) cu un sistem de regenerare. Pachetul uscare gaze și regenerare glicol a fost proiectat pentru a produce 500000 Nm³/zi folosind 5550 kg/h trietilenglicol de concentrație 99.4.

Stația se compune din urmatoarele echipamente:

CONTACTOR GLICOL

CONDENSATOR GLICOL

SCHIMBĂTOR TEG/TEG (treapta întâi)

VAS DEGAZARE

POMPE AJUTĂTOARE

FILTRE PARTICULE TEG

FILTRE CARBON TEG

COLOANA DE FRACȚIONARE

REFIERBĂTOR TEG (încalzit cu arzător)

COLOANA DE STRIPARE

ACUMULATOR

POMPE CIRCULAȚIE TEG

RĂCITOR TEG SĂRAC (air cooler)

SEPARATOR GAZ COMBUSTIBIL

SCHIMBĂTOARE TEG BOGAT/SARAC

PANOU LOCAL DE CONTROL

OXIDANT TERMIC

CĂMIN PANOU MCC (pentru motoare pompe)

PANOU MCC (pentru motoare racitor)

Fig. 5.1. Schema stației de uscare cu TEG

Coloana de uscare se dimensionează astfel:

Volumul real al gazelor care trec prin coloana de uscare:

Qs = Qzi · t/86400 ·p·T (m³/s) (5.1.)

unde:

-Qzi – debitul zilnic (m³/zi)

– P – presiunea de lucru în coloană

– t – temperatura de lucru în coloană

– T – temperatura standard 288,15 K

Diametrul coloanei rezultă din formula:

D= (m) (5.2.)

Înălțimea coloanei, se realizează în funcție de numărul de talere:

Distanța dintre talere este de 0.4-0.6 m

Înălțimea spațiului liber de sus este de 0.7-0.9 m

Înălțimea spațiului liber din partea inferioară a coloanei 1.2-1.5m

Pentru coloanele mobilate cu umplutură structurală și/sau pachete Scultzer calculele coloanei de uscare diferă în funcție de soluția tehnică aleasă. Randamentul acestora este mai ridicat decât în cazul coloanelor cu talere și clopoței, în schimb costul de fabricație este mai ridicat.

Fig. 5.2. Coloana de uscare cu talere și clopoței

Fig. 5.3. Principiul de funcționare a unei stații de uscare cu TEG

– Sistemul de uscare (presiune înaltă)

– Sistemul de regenerare (presiune joasă)

Refacerea trietilenglicolului se obține cu ajutorul dispozitivului de control al nivelului în cuvă de acumulare TEG a coloanei de uscare, glicolul ajunge în condensatorul coloanei de stripare, de unde e folosit pentru a obține fluxul necesar condensării parțiale a vaporilor de apă din regenerator, după care vă fi regenerat și stocat în vederea recirculării.

Coloana de stripare are rolul de condensare și eliminare a apei din masa de trietilenglicol care este încălzită în refierbător. Partea superioară este în legătură cu drenul care asigura colectarea și dirijarea apei la bazinul de apă reziduală, iar gazele de stripare folosite pentru obținerea unei purități maxime a glicolului sunt eliminate în atmosfera. În cazul în care stația de uscare este prevăzută cu sistem de faclă, gazele de stripare sunt arse.

Fig.5.4. Coloana de stripare

Schimbătoarele de căldură realizează transferul termic în cazul încălzirii și respectiv răcirii glicolului prin circulația acestuia prin mantale și respectiv tubulatură internă. Glicolul bogat va fi mai întâi încălzit în schimbătorul de căldură, după care va fi trimis în rezervorul de flash pentru glicol bogat.

Fig. 5.5. Schimbător de căldură

Flash Thank-ul din cauza reducerii de presiune, gazul dizolvat în glicol se desoarbe și este evacuat printr-un sistem de reglare a presiunii în interiorul vasului. De asemenea in interiorul rezervorului de flash are loc și separarea fracțiilor grele din hidrocarbură, cum ar fi condensatul, separat cu ajutorul unui deversor, deoarece acesta se acumulează la partea superioară a glicolului, fiind mai ușor. Rezervorul de flash trebuie să asigure un timp suficient de staționare a glicolului, pentru un flash eficient. Din rezervorul de flash, prin intermediul unui dispozitiv de evacuare automată și control al nivelului, glicolul pleacă spre unitatea de filtrare.

Pentru început trietilenglicolul evacuat din vasul de flash fiind filtrat într-o baterie de filtrare alcatuită din elemente cu cărbune activ, rolul acestora fiind de a reține compușii de degradare. Particule fine de cărbune sunt reținute de cea de a două baterie de filtrare prevăzută cu elemenți de filtrare din material textil dotata cu un manometru diferențial. După filtrare glicolul trece în coloana striper a regeneratorului, de unde ajunge în vasul refierbător.

Refierberea glicolului este asigurată de către arzătoare care sunt amplasate în mantale interne ale vasului, continuitatea procesului fiind asigurată de către sistemul de management al arzătoarelor precum și al arzătoarele flăcărilor pilot.

Glicolul din refierbător trebuie să fie suficient pentru a acoperi mantalele arzătoarelor prevenind astfel degradarea acestora în cazul în care ar rămâne descoperite. În cazul unei supraîncălziri a glicolului, se declanșează un switch de temperatură care la limita de 212 0C închide automat vana de alimentare cu gaz combustibil a arzătoarelor.Vaporii ce se degajă sunt condensați parțial în condensatorul striperului și apoi evacuați în atmosferă. Din refierbător glicolul proaspăt este deversat prin coloana de stripare a acestuia în vasul acumulator. În coloana de stripare a refierbătorului are loc regenerarea finală a trietilenglicolului cu ajutorul gazului de stripare, prelevat din gazele uscate, până la o puritate a acestuia de aproximativ 99.7%.

Fig. 5.6. Vasul acumulator.

Vasul acumulator este dimensionat astfel încât să asigure o perioadă optimă de staționare a glicolului și să poată stoca întreaga cantitate de glicol în cazul în care acest lucru este necesar.

Pompele de circulare pentru glicol proaspăt, au rolul de a prelua glicolul sărac din acumulator și de a-l reintroduce în procesul de uscare al gazelor, după ce acesta a fost în prealabil răcit în schimbătorul de căldură TEG/TEG.

În cazul în care stația de uscare este amplasată după o stație de comprimare se impune răcirea gazului înainte de intrarea în coloana de uscare. La fel în cazul glicolului este necesară răcirea înainte de intrarea acestuia în coloana de uscare, deoarece temperatura de refulare a pompelor de TEG este de aproximativ 70ș C. Apropierea valorilor de temperatură ale gazului și glicolului favorizează un randament mai ridicat al uscării gazelor. (~5 ș C). Pentru obținerea temperaturilor necesare, răcitoarele sunt prevăzute cu un sistem de ventilatie.

Monitorizarea parametrilor de funcționare ai stației se face de la un pupitru de comandă, instalația fiind prevăzută cu senzori și traductori de presiune și temperatură, care printr-un sistem de transmitere la distanță al datelor, afișează parametri corespunzători pe display astfel:

– temperatura de intrare a gazelor în separatorul absorberului;

– presiunea gazelor în absorber;

– debitul de glicol-rație de recirculare;

– căderea de presiune pe absorber;

– temperatura glicolului în refierbător;

– debitul de gaz tehnologic;

– nivelul de glicol în acumulator;

– debitul de gaz uscat;

– valoarea punctului de rouă al gazului uscat.

Punerea în funcțiune a stație de uscare

creșterea presiunii în coloana de absorbție se face treptat, în paralel cu refularea aerului din instalație astfel: se deschide treptat robinetul “intrare gaze în stație” cu robineții “by-pass – deschis,” “ieșire gaze din stație –inchis” și se refulează aerul din instalație prin robinetul “evacuare gaze la coș-ieșire gaze din stație”. După evacuarea aerului acesta din urmă se închide. Instalația fiind presurizată, se deschide treptat robinetul “ieșire gaze din stație” și robinetul de alimentare cu gaz tehnologic;

se pornește pompa de TEG pentru realizarea circuitului;

se verifică poziția închis a ventilelor de dren și se aerisesc filtrele de TEG;

se presurizează vasul Flash Thank pentru asigurarea circuitului TEG;

după stabilirea nivelelor în coloana de absorbție și vasul de flash la parametrii optimi, se pornesc arzătoarele;

se pornește răcitorul de TEG/Gaz;

la temperatura TEG de ~200șC – se deshide robinetul corespunzător circuitului “gaz de stripare”. Se fixează valoarea debitului de gaze de stripare la valoarea inițială stabilită;

se închide gradual robinetul By-pass al stației în scopul realizării circulației gazului prin coloana de absorbție. Operația se realizează odată cu supravegherea nivelului de TEG în cuva de acumulare. O închidere forțată a acestui robinet implică o viteză de curgere a gazului prin coloana de absorbție prea mare ceea ce duce la inundarea separatorului de picături și implicit la deversarea în conducta de transport a unor cantități nedorite de TEG;

se pornește răcitorul de gaze în cazul în care este necesară răcirea acestora.

În cazul în care nu se semnalează alarme de avertizare, stația de uscare se consideră pusă în funcțiune .

CONCLUZII ȘI PROPUNERI

Principalele obiective avute în vedere în strategia dezvoltării industriei noastre gaziere, sunt:

Descoperirea unor rezerve noi, maximizarea factorului de recuperare al gazelor naturale realizând astfel nivele optime și compatibile cu posibilitățile productive ale zăcamintelor;

Reabilitarea și dezvoltarea sistemului de producție gaze precum și a sistemului național de transport gaze;

Dezvoltarea capacității de înmagazinare a gazelor naturale precum și crearea de noi depozite de stocare;

Dezvoltarea capacitaților și serviciilor în transportul internațional de gaze efectuat pe teritoriul țarii noastre;

Diversificarea surselor externe de aprovizionare cu gaze naturale și interconectarea sistemului național cu sistemul internațional de transport de gaze;

Modernizarea și diversificarea serviciilor de distribuție a gezelor și îmbunătățirea nivelelror de performanță a acestora, creșterea siguranței utilizatorilor și protecția mediului înconjurător.

BIBLIOGRAFIE

Dinu F., Ecologia și protecția a mediului ȋn foraj-extracție, Ploiești Universitatea "Petrol-Gaze", 1999.

Dinu F., Extracția gazelor naturale, Editura Universitãții din Ploiești, 2000.

Dinu F., Metode de evacuare a fazei lichide acumulate ȋn sondele de gaze, Editura Universitãții din Ploiești, 2000.

Frunzescu D., Geologie generala aplicata in foraj-extractie, Editura Universitãții din Ploiești, 2002.

Ioachim Gr., Popa C.G., Exploatarea zãcãmintelor de țiței, Editura Tehnicã, București, 1979.

Minescu F., Fizica zacamintelor de hidrocarburi, vol. I, Editura Universitãții din Ploiești, 1994.

Minescu F., Fizica zãcãmintelor de hidrocarburi, vol. II, Editura Universitãții din Ploiești, 2004.

Niculescu N., Goran N., Tehnologia extracției gazelor – ȋndrumar de laborator, I.P.G. Ploiești, 1990.

Oroveanu T., Colectarea, transportul, depozitarea și distribuția produselor petroliere și gazelor, București: Didacticã și Pedagogicã, 1985.

Popescu C, Coloja P.M., Extracția țițeiului și gazelor asociate, vol. I si II, Editura tehnicã, București, 1993.

Pușcoiu N., Extracția gazelor naturale, Editura tehnicã, 1986.

Trifan C., Elemente de mecanicã fluidelor și termodinamicã tehnicã, Editura Universitãții din Ploiești, 2005.

Trifan C., Distribuția gazelor naturale prin rețele de conducte, Editura Universitãții din Ploiești, 2005.

Truica V.,Evacuarea lichidelor din sondele de gaze: Tehnologii, metode și echipamente, Editura Universitãții din Ploiești, 2005.

Tudor I., Dinu F., s.a. Protecția anticorozivã, si reabilitarea conductelor și rezervoarelor, Editura Universitãții Petrol și Gaze din Ploiești, 2006.

**** Studiul, evaluarea resurselor geologice si a performantelor in exploatarea zacamantului Ernei, SNGN ROMGAZ SA Targu Mures 2004

**** Manual de operare PERRY ROMGAZ

**** Condiționarea gazelor ROMGAZ doc.

**** Stație de uscare cu TEG prezentare ROMGAZ

****Revista Națională de Petrol și Gaze.