رفتار كلي فازي گاز طبيعي

رفتار كلي سيستم آب- هيدروكربن را مي‌توان با منحني فازي شكل (2-4) نشان داد. در اينجا منحني‌هاي نقطه شبنم آب و هيدرات روي منحني فازي آب قرار گرفته‌اند. به دليل تأثير آب روي منحني فازي و بلعكس اين منحني به حالت واقعي سيستم نزديكتر است هر چند كه محاسبات كامپيوتري مربوط به سه فاز نشان مي‌دهد كه خط نقطه شبنم هيدروكربن وخط نقطه شبنم آب تأثير خيلي زيادي روي منحني فازي ندارند. نمودار A رفتار معمولي مخلوط آب- هيدروكربن را نشان مي‌دهد. پنج ناحيه در اين منحني فازي مشخص شده است. در سمت راست منحني نقطه شبنم، تنها فاز گاز (G) موجود است. در فشارهاي بالاتر از نقطه A، هنگامي‌كه گاز در فشار ثابت سرد مي‌شود در ابتدا مايع اشباع از آب ميعان مي‌كند. عامل كنترل كننده در اين ناحيه نقطه شبنم آب است و بعد از اين مرحله وارد ناحيه LW+G مي‌شويم. در فشارهاي پايين‌تر از نقطه A هنگامي كه گاز سرد مي‌شود در ابتدا مايع اشباع از هيدروكربن، ميعان مي‌كند و وارد ناحيه Lhc+G مي‌شويم. نقطه شبنم هيدروكربن اين ناحيه را كنترل مي‌كند. با ادامه كاهش دما، هنگامي كه به منحني نقطه‌شبنم آب مي‌رسيم مايع اشباع از آب توليد خواهد شد و وارد ناحيه Lhc+LW +G مي‌شويم. افزايش سرما موجب ايجاد شرايطي مي‌شود كه هيدرات تشكيل مي‌شود و در اينجا در ناحيه Lhc+LW +G+H هستيم. نمودار B بيانگر نمودار فازي مخلوطي است كه حاوي مقدار بيشتري از آب در گاز است. در اين حالت خط نقطه شبنم آب در ناحيه فاز گاز و نزديك منحني نقطه شبنم هيدروكربن قرار دارد و شرايط را در آنجا كنترل مي‌‌كند. در اين حالت ناحيه Lhc+ G نداريم.
هنگام طراحي سيستم، ميزان هيدروكربن سنگين گاز طبيعي بايد به نحوي تنظيم شود كه منحني‌هاي نقطه شبنم آب و تشكيل هيدرات به سمت چپ منحني فازي نقل مكان ‌كنند كه در اين حالت ميعان آب و تشكيل هيدرات تنها در دماهاي بسيار پايين اتفاق مي‌افتد. به طور كلي شرايط طراحي بايد به نحوي باشد كه امكان تشكيل آب، هيدروكربن مايع و هيدرات در خط لوله انتقالي به حداقل برسد.
نقطه برفك[1] دي اكسيد كربن

اگر گاز طبيعي حاوي مقدار قابل توجهي دي اكسيد كربن باشد و دماي آن به زير ºF70- (نقطه سه گانه CO2 خالص) برسد دي اكسيدكربن جامد تشكيل مي‌شود كه وجود دي اكسيدكربن جامد سبب مشكلاتي در تجهيزات بازيافت NGL مخصوصاً اكسپندر[2] و دي متانايزر[3] مي‌شود. لذا جلوگيري از تشكيل دي اكسيد كربن جامد يكي از مسائل مهم در پروژه بازيافت NGL مي‌‌باشد. براي اين مسئله لازم است دما و فشاري كه در آن CO2 برفك مي‌زند را مشخص كنيم. به دليل آنكه عمده گاز طبيعي از متان تشكيل شده حالت دوتايي CO2-CH4 را در ابتدا بررسي مي‌كنيم. جزئيات تعادل سه فازي اين مخلوط را مي‌توان در اشكال 5-25 و 6-25 مرجع GPSA پيدا كرد. اما مسئله مهم اين است كه ما بايد چقدر از شرايطي كه در آن CO2 شروع به يخ زدن مي‌كند دور باشيم. شكل 64-13 مرجع GPSA يك تخمين سريع براي شرايطي كه طي آن CO2 جامد بوجود مي‌آيد را ارائه مي‌دهد. اگر شرايط عمليات با توجه به نمودار ارائه شده در ناحيه متان مايع باشد از خط نقطه‌چين مربوط به تعادل فازي جامد - مايع استفاده مي‌شود و در صورت وجود شرايط ديگر از خطوط مربوط به تعادل جامد- گاز در فشارهاي ثابت بهره مي‌گيريم. به عنوان مثال فشار psia 300 را درنظر بگيريد. در دماي ºF170- نمودار مربوطه نشان مي‌دهد كه عمليات در فاز مايع انجام مي‌شود. با استفاده از نمودار اصلي و خط‌چين تعادلي جامد - مايع درمي‌يابيم كه با ½‌ درصد مولي CO2 مواجه با تشكيل جامد مي‌شويم. در همان فشار ولي در دماي ºF150- در شرايط بخار قرار مي‌گيريم و در اينجا با حضور 28/1 درصد مولي CO2 در بخار به سمت تشكيل CO2 جامد حركت مي‌كنيم. بر اساس قانون فازي گيبس با توجه به وجود سه فاز و دو ماده درجه آزادي برابر 1=2+3-2=2+N=C-P خواهد بود لذا تنها يك متغير براي تثبيت سيستم لازم است و در شكل 64-13 اگر فشار و دما را داشته باشيم تنها متغير باقي مانده درصد CO2 خواهد بود. حال اگر فشار و درصد CO2 را داشته باشيم با تعيين دماي مربوطه سيستم مشخص خواهد شد. نرم‌افزارهاي شبيه‌ساز با استفاده از اصول ترموديناميكي مربوط به تعادل فازي[4] SLV به راحتي نقطه برفك گاز طبيعي با اجزاي مشخص را تعيين مي‌كنند.
فاکتورهای مهم در طراحی فرآیندهای گاز

در ادامه بحث درمورد خواص فيزيكي و رفتار فازي گازهاي طبيعي لازم است بدانيم اين بحث‌ها چه استفاده‌اي دارند و مواد چگونه به طراحي و ساخت تأسيسات گازي مرتبط مي‌شوند. مهم ترين فاكتورها در انتخاب فرايند عبارت است از موضوع فرايند، نوع و منبع گاز، محل قرارگيري و وسعت ميدان گازي. لازم به ذكر است كه بدون داشتن مفاهيم اوليه تمرين طراحي نتايج مطلوبي را به دست نمي‌دهد. تصفيه جريان گاز به سه دليل صورت مي‌گيرد.
الف) انتقال گاز

هنگام توليد گاز در محل اكتشاف حداقل عمليات تصفيه روي آن انجام مي‌شود و اين گاز از طريق لوله به محل ديگري براي انجام تصفيه كامل منتقل مي‌شود. سه ماده اصلي كه همراه گاز است و بايد تصفيه شوند عبارت است از آب، سولفيد هيدروژن و مايعات گازي. به منظور طراحي اقتصادي خط لوله لازم است انتقال در فشار بالا (چگالي بالا) انجام شود. از آنجايي كه خط لوله در معرض دماي محيط است معمولاً با دماي پاييني روبرو مي‌شود. آب بايد درصدي كه از تشكيل هيدرات جلوگيري شود از گاز خارج شود. بنابراين گاز را بايد به نحوي تصفيه نمود كه منحني تشكيل هيدرات در نمودار تعادل فازي به قسمت دماهاي پايين انتقال يابد. اگر پايين‌ترين دمايي كه گاز در حال انتقال با آن مواجه مي‌شود (LET) [5]بيشتر از دماي نقطه تشكيل هيدرات گاز درون لوله باشد امكان تشكيل هيدرات از بين مي‌رود. خوردگي ناشي از تشكيل آب به وسيله ماده جلوگيري كننده از خوردگي مهار مي‌شود. خوردگي ناشي از سولفيد هيدروژن در مسافتهاي كوتاه، با پوشش داخل لوله قابل كنترل است. اگر نقطه شبنم هيدروكربن كمتر از حداقل دماي مورد انتظار در خط لوله باشد احتياجي به تصفيه و خارج كردن مايعات گازي نيست. اگر Cricondenbar گاز بيشتر از حداقل دماي مورد انتظار باشد فشار خط لوله در ناحيه Retrograde قرار گرفته و ميعانات گازي تشكيل خواهد شد و جريان دو فازي مي‌شود. جريانات دو فازي نسبت به جريانات تك فازي نياز به لوله با قطر بزرگتر دارند. براي انتقال مايعات گازي مي‌توان از سيلاب‌گير[6] استفاده كرد. اگر بخواهيم مايعات گازي را جدا كنيم گاز بايد تحت فرايند جداسازي فازها سرد شود. نمودار فازي گاز طبيعي كه از مايع جدا شده بسيار باريك است. بنابراين شرايط گازي كه قرار است در خط لوله منتقل شود به نحوي است كه با منحني نقطه شبنم برخورد نكرده و مايعي توليد نمي‌شود. اگر بخواهيم گاز را فشرده كنيم و فاز چگال شده را انتقال دهيم لازم است كه فشار گاز بالاتر از Cricondenbar باشد تا از ايجاد فاز ديگر در طول خط لوله جلوگيري شود. در هر صورت قبل از هر گونه مطالعه اقتصادي به منظور انتخاب طراحي مناسب لازم است به يك نظر اثبات شده از رفتار فازي برسيم.
ب) گاز فروشي

براي توليد گاز فروشي لازم است از فرايندهايي استفاده شود تا به مشخصات خاصي كه در شكل 4-2 مرجع GPSA آمده است برسيم. H2S و CO2 بايد جز به مقدار اندكي، جدا شوند. آب‌زدايي نيز براي جريان لازم است. اگر آب همراه گاز بعد از سرد شدن، فشرده شود ميعان مي‌كند. لذا عمليات آب‌زدايي[7] بعد از فشرده‌سازي[8] صورت مي‌گيرد. بازيافت مايعات بستگي به ارزش حرارتي گاز فروشي و مشخصات نقطه شبنم هيدروكربن دارد. اگر ميزان مايعات كم باشد نيازي به جداسازي آنها نيست. اگر گاز حاوي نيتروژن باشد لازم است به منظور داشتن ارزش حرارتي لازم، هيدروكربنهاي سنگين حفظ شوند. از نقطه نظر نمودار فازي هدف آن است كه شرايط سيستم را در سمت چپ خط نقطه شبنم گاز طراحي كنيم. به عبارت ديگر گاز را تا زير دماي نقطه شبنم سرد مي‌كنيم تا مايعات حاصله را جدا كنيم.
ج) توليد حداكثر مايع

يكي از مصارف ارزشمند ميعانات گازي تزريق آن به نفت خام جهت افزايش كيفيت آن است (API degree). تصفيه ميعانات گازي Retrograde به منظور بازيافت گاز و تزريق آن به مخازن براي داشتن فشار مناسب به منظور جلوگيري از ميعان بيشتر هيدروكربن Retrograde است.
نوع و منبع گاز طبيعي

گاز طبيعي به سه صورت قابل دسترسي است. نوع گاز روي فرايندي كه منتهي به مايع كردن هيدروكربنهاي همراه گاز مي‌شود تأثير مي‌گذارد. گاز حاصل از ميادين مستقل گازي كه مي‌تواند خيس[9]، همراه با فاز مايع، يا خشك، (هيچ مايعي در شرايط سرچاهي از آن جدا نمي‌شود)، باشد عمدتاً شامل متان است. ميزان مايعات گازي زياد نيست و حتي ممكن است از گاز فروشي جدا نشود. تنها عامل انگيزش براي بازيافت ميعانات گازي ارزش افزوده آنها به شكل مايع نسبت به حالت گازي آنها مي‌باشد.
اگر ميزان هيدروكربنهاي سنگين گاز [IMG]file:///C:\DOCUME~1\ADMINI~1\LOCALS~1\Temp\msohtmlclip1\01 \clip_image001.wmz[/IMG] زياد باشد (بيشتر از%3-5/2) به آن گاز غني[10] گفته مي‌شود. بازيافت NGL معمولاً از اين نوع گاز مقرون به صرفه است. در غير اين صورت به آن گاز خشک [11] گفته مي‌شود. گاز ممكن است داراي مقدار قابل توجهي [IMG]file:///C:\DOCUME~1\ADMINI~1\LOCALS~1\Temp\msohtmlclip1\01 \clip_image002.wmz[/IMG] گازهاي اسيدي، CO2 و H2S باشد كه به آن گاز ترش[12] گفته مي‌شود. گازهاي طبيعي نيز وجود دارند كه ميزان گازهاي اسيدي آنها كمتر از اين مقدار است كه به گاز شيرين[13] معروفند. اين نوع گاز بيشتر در حوزه‌هاي دريايي وجود دارد. ممكن است در مخزني گاز شيرين و خشك وجود داشته باشد و نياز به تصفيه نداشته باشد كه مي‌توان آن را مستقيماً وارد خط لوله كرد ولي اغلب لازم است قبل از تزريق گاز به خط لوله آب همراه آن را جدا كرد. گاز همراه[14] يا گازي كه حين ذخيره نفت خام در مخزن اتمسفريك جدا مي‌شود سرشار از اجزاي قابل تبديل به مايع است كه تحت فرايندي ميعانات آن جدا شده تا به نقطه شبنم هيدروكربن يا حداكثر انرژي حرارتي مناسب برسد. به عبارت ديگر مخازن گاز همراه، مخازن سيالاتي هستند كه داراي درصد بالايي از هيدروكربنهاي سنگين‌تر حل شده مي‌باشند. درصورت افت فشار، نقطه شبنم سيال به ناحيه Retrograde مي‌رسد و در ادامه افت فشار با هيدروكربن مايعي مواجه مي‌شويم كه تحت عنوان مايعات گازي[15] مي‌باشد. به دليل مقدار كم معمولاً اين مايعات از مخزن خارج نمي‌شوند. بررسي اين مبحث به دليل اهميت رفتار فازي و مديريت مخزن مي‌باشد. به منظور خارج كردن مقدار اندك ميعانات تشكيل شده در مخزن از تزريق مجدد گاز استفاده مي‌شود. مايعات توليدي حين خروج از چاه با افت دما و فشار مواجه مي‌شوند و در سر چاه با تجهيزات جدا كننده از گاز جدا مي‌شوند. گازي كه در اين مرحله جدا مي‌شود در صورت فشرده شدن مجدد و برگشت به مخزن باعث مي‌شود كه فشار مخزن در حد مقدار اوليه آن باقي بماند. گاز تزريقي بازيابي شده در مخازن مايعات سالهاي متمادي است كه مورد استفاده قرار مي‌گيرد. گاز جدا شده در سر چاه هنوز داراي مقادير زيادي از اجزاي قابل تبديل به مايع است كه با روش‌هاي مدرن قابليت جدا شدن را نيز دارند. به عبارت ديگر بعد از اينكه مايعات از گاز جدا شد فرايندهاي ديگري براي جداسازي لازم است. راه‌هاي ديگري براي نگه داشتن فشار مخزن در يك حد مشخص عبارتند از: تزريق نيتروژن و تزريق آب.
عملكرد، اندازه و موقعيت ميدان

محل جغرافيايي ميدان نفتي يا گازي عامل مهمي در انتخاب نوع فرايند مي‌باشد. عواملي كه از نظر جغرافيايي قابل بررسي هستند عبارتند از: فاصله، آب و هوا و اندازه.
الف) فاصله: اين مسئله به مسافت بين محل توليد و مصرف‌كننده‌ها برمي‌گردد كه بايد به راحتي انتقال افراد و تجهيزات توجه شود. سكوهاي دريايي نمونه‌اي از مكانهاي دور مي‌باشد.
ب) آب و هوا: شرايط محيطي محل وجود مخازن در نوع طراحي تجهيزات تصفيه آن تأثيرگذار مي‌باشد كه بارزترين عامل مؤثر، دماي محيط مي‌باشد.
ج) اندازه: اندازه مخزن نيز در طراحي واحد تصفيه بسيار مهم مي‌باشد. هر چقدر حجم مخزن كوچكتر باشد از فناوري ساده‌تري براي تصفيه استفاده مي‌شود با بزرگتر شدن مخزن فناوري‌هاي پيچيده‌تري مورد استفاده قرار مي‌گيرد.
مخازن زير زميني گاز و نفت
به طور كلي براي به وجود آمدن يك مخزن نفت بايد عوامل زير موجود باشد :

  • هيدروژن و كربن كه از گياهان و حيوانات زميني و دريايي مدفون شده در زير گل و لاي در مكاني كه زماني دريا بوده به دست آمده است.
  • شرايطي به وجود بيايد تا اين نباتات و حيوانات تجزيه شده و هيدروژن وكربن حاصل از آن با هم تركيب شوند و نفت و گاز طبيعي را بوجود بياورند.
  • تخلخل وجود داشته باشد تا هيدروكربن بتواند از جائيكه تشكيل شده است، حركت (مهاجرت) كند.
  • سنگ غير قابل نفوذي وجود داشته باشد تا از حركت بيشتر هيدروكربن جلوگيري كند و آن را به صورت جمع آوري شده در مخازن نفتي نگه دارد.

تقريباً در تمام منابع نفتي مقداري گاز در نفت به صورت حل شده وجود دارد كه سبب ذخيره سازي انرژي گاز به صورت انرژي پتانسيل می گردد و در هنگام بهره برداري سبب مي شود كه نفت به همراه گاز به سطح زمين انتقال يابد. در بعضي مواقع مقدار اين گاز آنقدر زياد است كه ضمن آنكه مقداري در نفت حل شده مقدار زيادي به صورت گاز آزاد در بالاي نفت با فشار زياد جمع مي‌شود كه اصطلاحاً به آن گاز گنبدی [16] می گويند و بهره برداري نفت با آن خيلي بيشتر از راندن توسط گاز حل شده به تنهايي است.
مخزن زیر زمینی[17]
به منطقه وسیعی زیر سطح زمین که در آنجا نفت تشکیل و محبوس می شود مخزن اطلاق می شود که جهت تشکیل آن وجود سه بخش 1 – سنگ مادر[18]2 – سنگ مخزن[19]3 – سنگ پوشش الزامی است .
سنگ مادر
لایه زیر زمینی (سازند )[20] که در قسمت پایین مخزن و در عمق زیاد (حدود چهار هزار متری در جنوب غربی ایران) قرار گرفته و به دلیل اینکه سنگ های تشکیل دهنده آن دارای خلل و فرج زیادی می باشند بقایای گیاهان و جانوران خشکی و دریایی (مواد آلی) در آنجا مدفون و طی میلیون ها سال تحت فشار زیاد و دمای بالا و تجزیه توسط باکتری های بی هوازی به کروژن و سپس به نفت خام یا میعانات گازی تبدیل می شود.
سنگ مخزن
این سازند در قسمت میانی مخزن قرار گرفته و نفت پس از تشکیل شدن در سنگ مادر از طریق شکاف ها و ترک ها به این قسمت مخزن مهاجرت نموده و در آن بر اساس وزن مخصوص، سه سیال آب ، نفت و گاز به ترتیب در آن تشکیل سه ناحیه تقریباً مجزا را می دهند. سنگ های این سازند دارای خاصیت نفوذپذیری و عبوردهی خوبی می باشند.
سنگ پوشش
وجود این سازند نقش عمده ای در تشکیل مخزن دارد. از آن جایی که سنگ های تشکیل دهنده آن دارای نفوذپذیری و عبوردهی خیلی ناچیزی می باشند مانند یک کلاهک بالای سنگ مخزن قرار گرفته و از مهاجرت نفت به سطح زمین جلوگیری می کند .

شکل 2 -5: مخزن زیر زمینی نفت و گاز
انواع مخازن زیرزمینی
همان طور که می‌دانیم نفت خام مخلوطی از هیدروکربن های مختلف می باشد که این هیدروکربن ها با توجه به فشار،دما و همچنین خواص فیزیکی سنگ های مخزن می توانند به حالت گاز ، مایع ، جامد و یا به صورت سه فازی (گاز ،مایع ، جامد) مشاهده شوند. بنابراین می توان مخازن زیرزمینی را از نظر سنگ های تشکیل دهنده سنگ مخزن و همچنین سیال درون آن طبقه بندی نمود. یکی از وظایف مهندسین نفت و مخازن بررسی خواص سیالات و سنگ مخزن جهت استفاده بهینه از آن می‌باشد.
الف ) طبقه بندی مخازن زیرزمینی با توجه به سیال درون آن
مخازن زیرزمینی با توجه به موارد ذیل بصورت مخازن نفت ،گاز ویا نفت وگاز می توانند وجود داشته باشند :

  • ترکیب مخلوط های هیدروکربن سیال در مخزن
  • دما و فشار اولیه مخزن
  • فشار و دما هنگام تولید در سطح زمین

برای بررسی حالت سیال، درون مخازن زیر زمینی از منحنی های خاصی که به آنها منحنی فاز[21] گفته می شود استفاده می‌کنند. یکی از این منحنی ها، منحنی فشار ودما می باشد.
منحنی فشار و دما
این منحنی همانطور كه قبلا" بيان شد ممکن است برای ترکیبات مختلف هیدروکربن ها شکل متفاوتی داشته باشد. اما شکل کلی آنها تقریباً مشابه است (شکل 2-6 ). از این منحنی برای بررسی موارد ذیل استفاده می شود :

  • طبقه بندی مخازن زیرزمینی
  • طبقه بندی سیستم های درونی هیدروکربن
  • توصیف رفتار سیال درون مخزن

جهت استفاده از منحنی فشار- دما ابتدا نیاز می باشد نقاط کلیدی آن با توجه به شکل 2-6توضیح داده شود.

D
[IMG]file:///C:\DOCUME~1\ADMINI~1\LOCALS~1\Temp\msohtmlclip1\01 \clip_image004.png[/IMG]
شکل 2-6 : فاز دیاگرام فشار - دمای سیستم چند جزئی (مربوط به نفت خام معمولی)

  • نقطه ماکزیمم دما Tct[22] : این نقطه ماکزیمم دمایی است که بالای آن بدون در نظر گرفتن فشار مایعی تشکیل نمی‌شود. به عبارت دیگر بالای این دما در فشار ثابت سیال همواره به حالت گازی می باشد. (نقطه E)
  • نقطه ماکزیم فشار Pcb[23] : این نقطه ماکزیمم فشاری است که بالای آن بدون در نظر گرفتن دما ، گازی تشکیل نمی‌شود، به عبارت دیگر بالای این فشار در دمای ثابت سیال به سمت مایع شدن حرکت می کند. (نقطه D)
  • نقطه بحرانی [24] : نقطه بحرانی در ترکیبات چند جزئی نقطه ای است که در آن دما و فشار خواص شدتی فاز مایع وگاز برابر می باشند. به فشار و دمای این نقطه به ترتیب فشار بحرانی و دمای بحرانی گویند. (نقطه C)
  • منحنی فازی [25] : منحنی ای که به دو منحنی نقطه حباب و نقطه شبنم محدود می شود. (خط BCA) که دو فاز مایع و گاز روی این منحنی به تعادل می رسند.
  • خطوط کیفیت : این خطوط، بصورت خط چین درون ناحیه دو فازی که بیانگر درصدهای حجمی متفاوت در فشار و دمای معین است مشخص گردیده، که این خطوط از نقطه بحرانی شروع می شوند.
  • منحنی نقطه حباب [26]: این منحنی (AC) مرزبین ناحیه فاز مایع و ناحیه دو فازی می باشد.
  • منحنی نقطه شبنم [27] :این منحنی (BC) مرز بین ناحیه گاز و ناحیه دوفازی می باشد.

با توجه به منحنی فازی سیال درون مخزن و شرایط فشار و دمای اولیه می توان مخازن را براساس سیال درون آنها به دو
دسته کلی ذیل تقسیم بندی نمود :

  • مخازن نفتی
  • مخازن گازی


مخازن نفت
اگر دمای مخزن Tr کمتر از دمای بحرانی Tc سیال آن باشد به آن مخزن نفتی گویند. مخازن نفت با توجه به فشار اولیه مخزن به چند دسته طبقه بندی می شوند.

  1. مخازن نفتی زیر اشباع [28] : اگر فشار اولیه مخازنPi بیشتراز فشار نقطه حباب Pb سیال مخزن باشد به آن مخزن نفتی زیر اشباع گویند.
  2. مخازن نفتی اشباع[29] : هنگامی که فشار اولیه مخزن برابر فشار نقطه حباب سیال باشد به آن مخزن نفتی اشباع شده گویند.
  3. مخازن نفتی با پوشش گاز : اگر فشار اولیه مخزن پایین تر از فشار نقطه حباب سیال مخزن می باشد به آن مخزن با پوشش گازی یا دو فازی گویند. فاز گاز به همراه فاز نفت زیر خط منحنی واقع می شوند، که خطوط کیفیت بیانگر درصد حجمی گاز در ناحیه گازی به درصد حجمی نفت در ناحیه نفتی می باشند.

نفت خام درون زمین با توجه به خواص فیزیکی و شیمیایی در محدوده وسیعی موجود می باشد، بنابراین می توان جهت تفکیک آن را به انواع مختلف به شرح ذیل تقسیم نمود :

  1. نفت سیاه معمولی [30]
  2. نفت خام با فراریت کم [31]
  3. نفت خام با فراریت زیاد [32]
  4. نفت خام در محدوده بحرانی [33]

تقسیم بندی فوق بر اساس خواصی است که نفت خام از خود نشان می دهد، که این خواص شامل خواص فیزیکی، ترکیبات، نسبت گاز به نفت، شکل ظاهری و دیاگرام فاز فشار و دما می باشد.
نفت خام معمولی
دیاگرام فاز فشار و دما این نوع نفت در شکل 2-6 رسم گردیده است، باید توجه داشت که خطوط کیفیت در این نوع دیاگرام فاز با فاصله تقریباً مساوی از یکدیگر رسم گردیده‌اند. با کاهش فشار در دمای ثابت از نقطه E می توان منحنی درصد حجمی نفت که تابعی از فشار می باشد را بوسیله خط EF نشان داد. منحنی انقباض نفت (EF) بجز در فشارهای خیلی کم تقریباً در اغلب مواقع خط راست می باشد، (شکل 2-7). وقتی که نفت خام معمولی تولید می شود معمولاً نسبت گاز به نفت بینscf/STB 700-200 و چگالی نفت بین40-15درجه API [34] می باشد. رنگ این نفت در مخازن ذخیره معمولاً قهوه ای مایل به سبز پررنگ می باشد.
نفت با فراریت کم
فاز دیاگرام این نوع نفت در شکل2-8 رسم گردیده است. همانطور که مشاهده می کنید منحنی کیفیت به سمت منحنی نقطه شبنم تراکم بیشتری دارد، منحنی انقباض این نوع نفت در شکل 2-9 نشان داده شده، که خواص انقباض نفت را نشان می‌دهد. سایر خواص مشابه به این گروه عبارتند از :
- ضریب حجمی نفت (Bo) کمترازbbI/STB 2/1
- نسبت گاز به نفت کمتراز scf/STB 200
- چگالی نفت کمتراز 35 درجه API
- دارای رنگ سیاه و تیره.


[IMG]file:///C:\DOCUME~1\ADMINI~1\LOCALS~1\Temp\msohtmlclip1\01 \clip_image005.png[/IMG]
شکل 2-7 : منحنی انقباض نفت خام معمولی
نفت فرار
فازدیاگرام این نوع نفت در شکل 2-10 رسم شده است. همانطور که مشاهده می شود، خطوط کیفیت در نزدیکی منحنی حباب دارای تراکم می باشند ولی با کم شدن فشار فاصله این خطوط از هم زیاد می شود. منحنی انقباض آن در شکل 2-11 نشان داده شده است، دیگر خواص این نوع نفت عبارتند از :
- ضریب حجمی نفت کمتراز bbl/STB 2
- نسبت گاز به نفت بین scf/STB3200-2000
- چگالی نفت بین API55-45
- پایین بودن بازیابی مایع در حالت تفکیک که به وسیله نقطه G نشان داده شده است.
- دارای رنگ سبز متمایل به نارنجی.
نفت خام در محدوده نقطه بحرانی
اگر دمای مخزن کمتر و در نزدیکی دمای بحرانی سیال مخزن باشد (شکل 2-12) مخلوط هیدروکربن در آن ناحیه بیانگر نفت خام نقطه بحرانی می باشد. اگر در نقطه (E) با افت فشار psi 50-10 در دمای ثابت فشار افت کند، انقباض مایع از %100 به %55 می رسد. رفتار خواص انقباض این نوع نفت در شکل 2-13 نشان داده شده است. دیگر خواص این نفت عبارتند از :

  • نسبت گاز به نفت بالای scf/STB 300
  • ضریب حجمی نفت bbl/STB 2 یا بیشتر

ترکیبات آن معمولاً 5/12 تا 20 درصد مولی 7+ C، 35% یا بیشتر اتان تا هگزان و مابقی متان می باشد. شکل 2-14 منحنی انقباض چهار نوع نفت را با یکدیگر مقایسه می کند.
[IMG]file:///C:\DOCUME~1\ADMINI~1\LOCALS~1\Temp\msohtmlclip1\01 \clip_image006.png[/IMG]
شکل2-8: فاز دیاگرام نفت با فراریت کم
[IMG]file:///C:\DOCUME~1\ADMINI~1\LOCALS~1\Temp\msohtmlclip1\01 \clip_image007.png[/IMG][IMG]file:///C:\DOCUME~1\ADMINI~1\LOCALS~1\Temp\msohtmlclip1\01 \clip_image008.png[/IMG]
شکل2-9: منحنی انقباض برای نفت با فراریت کم شکل 2-10 : فازدیاگرام نفت فرار
[IMG]file:///C:\DOCUME~1\ADMINI~1\LOCALS~1\Temp\msohtmlclip1\01 \clip_image009.png[/IMG][IMG]file:///C:\DOCUME~1\ADMINI~1\LOCALS~1\Temp\msohtmlclip1\01 \clip_image010.png[/IMG]
شکل 2-12 : فازدیاگرام نفت در محدوده نقطه بحرانی شکل2-11 : منحنی انقباض نفت فرار
[IMG]file:///C:\DOCUME~1\ADMINI~1\LOCALS~1\Temp\msohtmlclip1\01 \clip_image011.png[/IMG][IMG]file:///C:\DOCUME~1\ADMINI~1\LOCALS~1\Temp\msohtmlclip1\01 \clip_image012.png[/IMG]
شکل 2-13: منحنی انقباض نفت برای نفت در نزدیکی نقطه بحرانی، شکل 2-14 : مقایسه منحنی انقباض هر چهار نوع نفت خام

مخازن گاز
به طور کلی هرگاه دمای مخزن از دمای بحرانی سیال درون مخزن بیشتر باشد، به آن مخزن گازی اطلاق می شود. براساس دیاگرام های فاز و حالت های حاکم بر مخزن، گاز طبیعی را می توان به انواع ذیل تقسیم نمود :
الف – مخزن میعانی فاز برگشتی (پدیده معکوس)[35]
ب – گاز میعانی نزدیک نقطه بحرانی[36]
ج – گاز مرطوب[37]
د- گاز خشک[38]

مخزن گاز میعانی برگشتی
هنگامی که دمای مخزن Tr بین دمای بحرانی و دمای ماکزیمم Tct سیال درون مخزن باشد، سیال بصورت گاز میعانی برگشتی می باشد. این حالت خاصی است که نتیجه رفتار ترمودینامیکی سیال می باشد. وقتی که فشار کاهش پیدا می کند انتظار می رود سیال منبسط و نفت به گاز تبدیل شود ولی در این ناحیه در دمای ثابت با کاهش فشار حالت عکس فوق اتفاق می افتد یعنی با افت فشار درصد حجمی مایع نسبت به گاز زیاد می شود. به همین دلیل به این نوع مخازن مخزن گازی معکوس گویند. و این امر تا رسیدن فشار مخزن به پایین تر از فشار نقطه شبنم سیال ادامه پیدا می کند (شکل2-15). در شکل 2-16 منحنی حجمی انقباض مایع برای سیستم مایعات گازی نشان داده شده است. به این منحنی، منحنی ترک مایع[39] اطلاق می شود. خواص فیزیکی این نوع مخزن شامل موارد ذیل است :

  • نسبت گاز به نفت بین scf/stc 8000-7000
  • چگالی مایع بالای 50 درجه API
  • رنگ مایعات گازی در مخزن ذخیره به رنگ آب یا کمی دارای رنگ می باشند.

[IMG]file:///C:\DOCUME~1\ADMINI~1\LOCALS~1\Temp\msohtmlclip1\01 \clip_image013.png[/IMG][IMG]file:///C:\DOCUME~1\ADMINI~1\LOCALS~1\Temp\msohtmlclip1\01 \clip_image014.png[/IMG]
شکل2-15: فاز دیاگرام مخزن گازی پدیده معکوس شکل2-16 : منحنی ترک مایع
مخزن گازی نزدیک نقطه بحرانی
اگر دمای مخزن نزدیک به دمای نقطه بحرانی سیال باشد (شکل2-17)، به آن مخزن گازی نزدیک بحرانی گویند. با افت فشار ناچیز در دمای ثابت فاز مایع بیشتر تولید می شود که منحنی انقباض آن در شکل 2-18 نمایش داده شده است.
[IMG]file:///C:\DOCUME~1\ADMINI~1\LOCALS~1\Temp\msohtmlclip1\01 \clip_image015.png[/IMG][IMG]file:///C:\DOCUME~1\ADMINI~1\LOCALS~1\Temp\msohtmlclip1\01 \clip_image016.png[/IMG]
شکل2-17: مخزن گازی نزدیک نقطه بحرانی، شکل2-18: منحنی انقباض مخزن گازی نزدیک نقطه بحرانی
مخزن گاز مرطوب
فازدیاگرام این نوع سیال در شکل 2-19 نشان داده شده است. اگر دمای مخزن از دمای ماکزیمم Tct بیشتر باشد سیال در دمای ثابت با افت فشار همواره بصورت گاز خواهد بود (خط AB). از خواص این نوع مخزن می توان موارد ذیل را بیان نمود :

  • نسبت گاز به نفت scf/STB 600000-100000
  • چگالی نفت مخزن ذخیره بالای 60 درجه API
  • رنگ مایع مانند آب بی رنگ می باشد.
  • شرایط تفکیک مانند دما و فشار تفکیک در ناحیه دو فازی واقع شده است.

مخازن گاز خشک
چنانچه سیال درون مخزن هم در مخزن و هم در سطح زمین به صورت گاز باشد به آن مخزن گاز خشک گویند، و تنها مایعی که در سطح زمین همراه آن دیده می شود فقط آب است. فاز دیاگرام شکل 2-20 بیانگر این نوع مخزن می باشد. نسبت گاز به نفت در این نوع مخازن بالایSCF/STB 100000 می باشد که عموماً گاز خشک است.
[IMG]file:///C:\DOCUME~1\ADMINI~1\LOCALS~1\Temp\msohtmlclip1\01 \clip_image017.png[/IMG][IMG]file:///C:\DOCUME~1\ADMINI~1\LOCALS~1\Temp\msohtmlclip1\01 \clip_image018.png[/IMG]
شکل2-19 : فاز دیاگرام مخزن گازی مرطوب شکل2-20 : فازدیاگرام مخزن گاز خشک
[IMG]file:///C:\DOCUME~1\ADMINI~1\LOCALS~1\Temp\msohtmlclip1\01 \clip_image019.png[/IMG]
شکل 1-21 : مقایسه پنج مخزن گاز میعانیA ، نفت فرارB، نفت خام معمولیC، مخزن نفت با فراریت کمD و مخزن گاز خشک E.


[1] Frost point

[2] Expander

[3] Demethanizer

[4] Solid-Liquid-Vapor

[5] Lowest Expected Temprature

[6] Slug catcher

[7] Dehydration

[8] Compression

[9] Wet gas

[10] Rich gas

[11] Lean gas

[12] Sour gas

[13] Sweet gas

[14] Associated gas

[15] Condensate

[16] gas cap

[17] reservoir

[18] source rock

[19] reservoir rock

[20] formation

[21] -Phase Diagram

[22] - Cricondentherm

[23] - Cricondenbar

[24] - Critical point

[25] - Phase envelope

[26] - Bubble point

[27] - Dew Point Curve

[28] Under saturated Oil Reservoir

[29] Saturated Oil Reservoir

[30] Ordinary black oil

[31] Low – Shrinkage crud oil

[32] High – Shrinkage crud oil

[33] Near – Critical crude oil

[34] American Petroleum Institute)API˚=141.5/SPG(at 60˚f)-131.5

[35] Retrograde gas – condensate

[36] Near – critical gas condensate

[37] wet gas

[38] Dry gas

[39] Liquid Dropout Curve