165511 (739777), страница 4
Текст из файла (страница 4)
Вязкость нефти и нефтепродуктов в значительной степени влияет на фильтрационную способность их через различные конструкции резервуаров. Светлые нефтепродукты (бензины, лигроины и керосины) и легкие фракции нефтей с малой вязкостью при нормальных эксплуатационных условиях (температуре и давлении) обладают высокой степенью просачиваемости через большинство неметаллических строительных материалов. Светлые нефтепродукты просачиваются даже через сварные швы, не пропускающие воду и другие жидкости; на этом свойстве основано испытание сварных швов керосином. Темные нефтепродукты (котельное топливо, битумы и пр.), смазочные масла и тяжелые нефти, имея более высокую вязкость, обладают малой фильтрационной способностью; иногда высоковязкие нефтепродукты своими отложениями уничтожают пористость стенок резервуара, делая его непроницаемым. Часто ошибочно полагают, что только вязкость определяет фильтрационное свойство вещества. Например, керосины имеют большую вязкость, чем бензины, однако проницаемость керосина через поры металла больше, чем бензинов. Фильтрация зависит в значительной степени от поверхностного натяжения, электрических свойств жидкости, ее смачивающей способности и пр. Например, масло фильтруется через замшу, в то время как вода остается поверх ее. Следует отметить, что молекула воды больше молекулы масла; вязкость воды также меньше вязкости масла, тем не менее, проникновение его больше воды. Сегодня все еще приходится констатировать недостаточную изученность природы явлений фильтрации нефтей и нефтепродуктов вообще, и влияние на нее вязкости, в частности. От вязкости зависят мощность подогрева устройств, эксплуатационный режим нефтепродуктопроводов, степень извлечения примесей и воды и т.д.
Вязкость нефтей и нефтепродуктов не является аддитивным свойством, поэтому ее нельзя вычислить как среднее арифметическое.
Заключение.
Отсутствие хорошо разработанной теории жидкого состояния препятствует развитию теоретических методов расчета вязкости жидкости. Поэтому в инженерных расчетах большое распространение получили различные лабораторные и эмпирические методы вычисления вязкости чистых веществ и их смесей.
Литература.
-
«Эксплуатация магистральных нефтепроводов». Справочное издание. Под общей редакцией Ю.Д. Земенкова. – Тюмень: ТюмГНГУ, 2000.
Приложение 1.
Таблица 1.1. Показатели качества товарной нефти.
| Показатель | Группа нефти | Метод испытаний, погрешность, % | ||
| I | II | III | ||
| Содержание воды, %, не более | 0,5 | 1 | 1 | ГОСТ 2477-65, 6,0 |
| Содержание хлористых солей, мг/л, не более | 100 | 300 | 800 | ГОСТ 21534-76, 10,0 |
| Содержание мех. Примесей, %, не более | 0,05 | 0,05 | 0,05 | ГОСТ 6370-83, 20,0 |
| Давление насыщенных паров, Па, не более (ГОСТ 1756-52) | 66650 | 66650 | 66650 | СТ СЭВ 3654-82 |
Таблица 1.2. Физико-химические свойства нефтей (ТУ-1623-93)
| № п/п | Наименование показателя | Норма для типа | Метод испытания, погрешность | ||||
| I | II | III | IV | ||||
| 1. | Плотность при 20 °С, кг/м3, не более | 850 | 870 | 890 | 895 | По ГОСТ 3900-85, 0,1% | |
| 2. | Выход фракций, % (об.), не менее: при температуре до 200 "С; при температуре до 300 V; при температуре до 350 °С. | 55 | 21 43 53 | 21 41 50 | 19 35 48 | По ГОСТ 2177-82, 5,0% | |
| 3. | Массовая доля серы, %, не более | 0,6 | 1,8 | 2,5 | 3,5 | По ГОСТ 1437-75,4,0% | |
| 4. | Массовая доля парафина, %, не более | 6 | 6 | 6 | Не нормируется | По ГОСТ 11851-85,10,0% | |
| 5. | Концентрация тяжелых металлов: ванадия, никеля и др. | До 01.01.94 г. Не нормируется. Определение производят для набора данных | По ГОСТ 10364-90,10,0%. | ||||
Таблица 1.5. Физико-химические свойства нефтей. (27)
| Месторождение нефти | Плотность при 20°С кг/м3 | Кинематическая вязкость, cCm, при: | Температура, V | |||
| t=20°С | T=50°С | Застывания | кипения | |||
| Ромашкинскос | 862 | 14,22 | 5,9 | - | +65 | |
| Туймазинское | 852 | 7,072 | 3.24 | -59 | - | |
| Мухановское | 840 | 7,65 | 3,46 | -8 | - | |
| Узеньское | 860 | при t=40° 24,0 | 11,18 | +31 | +77 | |
| Трехозерное | 848 | 9,75 | 2,98 | - | +85,5 | |
| Тетерево-Мартымьинское | 825 | 4,12 | 2,17 | - | +61 | |
| Правдинское | 854 | 10,76 | 4,75 | - | +72 | |
| Салымское | 826 | 4,54 | 2,17 | Ниже – 16 | +50 | |
| Южно-Балыкское | 868 | 16,58 | 8,53 | - | +81 | |
| Мамонтовское | 878 | 21,51 | 8,15 | - | +90 | |
| Усть-Балыкское | 874 | 17,48 | 8,37 | - | +71,7 | |
| Лянторское | 887 | 16,14 | 7.11 | - | +80 | |
| Зап.-Сургутское | 885 | 41,60 | 12,11 | - | +84 | |
| Холмогорское | 860 | 7,83 | 3,53 | - | +64 | |
| Покачаевское | 865 | 5,52 | 3,88 | -9 | +79 | |
| Мегионское | 850 | 7,82 | 3,56 | - | +77 | |
| Советское | 852 | 6,13 | 3,41 | - | +62 | |
| Самотлорское | 851 | 4,94 | 2,49 | - | +59 | |
| Варьеганское | 832 | 4,37 | 1,78 | -1 | +32 | |
| Первомайское | 844 | 4,30 | 2,14 | ниже-16 | +57 | |
Таблица 1.3. Физико-химические свойства чистых углеводородов.
| Параметр | Метан | Этан | Этилен | Пропан | Пропилен | н-Бутан | Изобутан | н-Бутилен | Изобутилен | Пентан |
| Химическая формула | СH4 | С2H6 | C2H4 | С3Н8 | C3H8 | н-C4H10 | i-C4H8 | н-C4H8 | i-С4Н8 | C5H12 |
| Плотность газовой фазы, кг/м'1 | 0,72 | 1,356 | 1,261 | 2,019 | 1,915 | 2,703 | 2,665 | 2,55 | 2,5 | 3,457 |
| Плотность по воздуху: н. у.; (кг/м3) ст. у. | 0,55 0,52 | 1,05 0,98 | 0,98 0,91 | 1,55 1,44 | - - | 2,99 1,95 | - - | 2,0 1,8 | - - | 2,65 2,48 |
| Температура кипения, 'С | -161 | -88,5 | -103,7 | -42,1 | -47,7 | -0,5 | -11,13 | -6,9 | 3,12 | 36,07 |
| Температура критическая, "С | -82,1 | 32,3 | 9,7 | 96,8 | 92,3 | 152 | 134,98 | 144,4 | 155 | 196,6 |
| Давление критическое, МПа | 4,58 | 4,82 | 5,03 | 4,21 | 4,54 | 3.74 | 3,62 | 3,945 | 4.1 | 3,33 |
| Уд. теплоемкость газа: Ср, Сv жидкости ,кДж/кг- °С, | 2,171 1,654 3,461 | 1,65 1,373 3,01 | 1,465 1,163 2,415 | 1,554 1,365 2,23 | 1,432 1,222 | 1,596 1,457 2,239 | 1,596 1,457 2,239 | 1,487 1,339 | 1,604 1,339 | 1,6 1,424 2,668 |
| Скрытая теплота исп-я, кДж/кг | 512,4 | 487,2 | 483 | 428,4 | 441 | 390,6 | 382,9 | 441,6 | 399 | 361,2 |
| Температура воспламенения, 'С | 545-800 | 530-694 | 510-543 | 504-588 | 455-550 | 430-569 | 490-510 | 440-500 | 400-440 | 284-510 |
| Октановое число | 110 | 125 | 100 | 125 | 115 | 91 | 99 | 80 | 87 | 64 |
| Вязкость газа v , 106 м2/с | 14,71 | 6,45 | 7,548 | 3,82 | 4,11 | 2,55 | 2,86 | 3,12 | 3,18 | 2,18 |
| Вязкость жидкости , 106 Па-с | 66,64 | 162,7 | - | 135,2 | 130,5 | 210,8 | 188,1 | - | - | 284,2 |
| Пределы взрываемости при н.у., %: нижний; верхний. | 5 15 | 3 12,5 | 3 32 | 2 9,5 | 2 11 | 1,7 8,5 | 1,7 8,5 | 1,7 9 | 1,7 8,9 | 1,35 8 |
| Коэффициент С в уравнении Сотерланда | 164 | 252 | 225 | 278 | - | 377 | - | 329 | - | 382 |
| Плотность жидкости, кг/м3, н. у.; ст. у. | 300 120 | 390 230 | 370 230 | 500 390 | - - | 520 540 | - - | 610 560 | - - | 620 640 |
| Объем паров с жидкости: л/л; л/кг. | 417 1393 | 278 747 | 316 797 | 257 508 | - - | 225 386 | - - | 239 398 | - - | 194 311 |
| Удельная газовая постоянная, Дж/(кгК) | 519 | 276 | 296 | 189 | - | 143 | - | 148 | - | 115 |
Таблица 1.4. Характеристики нефтей северных месторождений Тюменской области (СМТО)
Показатель | В* | Уренгойское месторождение | пласт Dn H* | Новопортовское. | Ен-Яхинское | X* | ||||||||||||
| БУ-10 - 11 | СКВ. 2349 | БУ12 | СКВ 6252 | по м/р | проба ТН | СКВ. НП4 131 | пласт 10 | скв.115 НП-23 | БУ 8-9 | |||||||||
| Плотность, кг/м3 | 951 | 844 | 827 | 844 | 849 | 843 | 840 | 853 | 844 | 854 | 842 | 835 | 830 | |||||
| Молекулярная масса, кг/моль | - | 208 | 173 | 209 | 220 | 207 | 200 | - | 189 | 223 | 196 | 197 | - | |||||
| Вязкость мм2/c: При 20°С; при 50°С. | - 245 | 20 3,7 | 16 2,8 | 21 3,6 | 22 3,9 | 7,8 3,65 | 18 3,1 | 9-19 3,78 | - 3,1 | 2,5 4,6 | - 3,1 | - 3,1 | - 5,7 | |||||
| Содержание % масс.: парафинов (ГОСТ 11851-85); асфальтенов; смол. | 0,54 2,10 11,0 | 8,3 0,16 2,54 | 8,2 0,13 2.92 | 7,1 0,20 2,53 | 12,1 0,08 4,02 | 8,1 0,13 2,59 | 7,9 0,12 3,01 | 8,80 0,14 5,00 | 5,0 0,2 2,98 | 6,8 0,39 3,98 | 6,7 0,03 1,76 | 4,2 0,07 2.73 | 2,1 0,9 6,0 | |||||
| Начало кипения, С, фракционный состав, % объем: до 150°С; до 200°С; до 250°С; до 300°С. | - - - - | 10,2 19.5 29,2 45,0 | 20,0 30,5 40,0 52.0 | 11,9 21,5 31,9 46,5 | 6,5 14,5 24,0 39,0 | 9,6 19,2 29,2 45,3 | - - - - | - - - - | 12,8 22,1 31,5 50,5 | 7,5 17,0 27,0 43,0 | 6,7 16,9 30,5 49,0 | - 26,5 - 53.0 | - - - - | |||||
| Температура застывания, *С (ГОСТ 20287-74) | -18 | - | +14 | - | 21 | 10-20 | 18 | 0 | +4 | +6 | +15 | - | +20 | |||||
Примечание; В*, Н*, X* - нефти Ван-Еганского, Новопортовского и Харьягинского месторождений соответственно.
Приложение 2.
Рис. 1.1. Фракционный состав нефтей и конденсатов.
Конденсаты: 1 – Харасавейский; 2 – Печорокожвинский; 3 – Уренгойский;
4 – Василковский; 5 – Вуктыльский; 6 – Средневиюльский; 7 – Нефть СМТО;
8 – ДК.
Рисунок 1.2.
1 - коромысло; 2 – неподвижный штатив; 3 – регулировочный винт;
4 6 - неподвижное остриё; 5 7 - левое и правое плечё; 9 – поплавок;
10 14 разновесы – рейтеры
Рис.1.3. Зависимость молекулярной массы конденсата от плотности
- для дэетанизированного (ДК); - для стбильного (СК) конденсата.
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
