- •Структура объектов системы нефтепроводного транспорта
- •1. Классификация магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов
- •2. Состав сооружений магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов
- •Физико-технические свойства нефтей и их поготовка к транспорту
- •3.Состав нефтей и их классификация
- •4. Физико-химические свойства нефтей
- •5. Подготовка нефти к транспорту
- •6. Прием-сдача нефтей определенного качества
- •Насосы для перекачки нефтЕй и нефтепродуктов
- •7. Нефтяные центробежные насосы
- •8. Принцип действия центробежного насоса
- •9. Гидравлические q-h зарактеристики центробежных насосов. Измененение насосных характеристик
- •11. Изменение насосных характеристик
- •12. Привод насоса. Выбор привода
- •13. Теоретический напор, мощность и к.П.Д центробежных насосов, коэффициент быстроходности цбн (основные рабочие параметры)
- •14. Расчет характеристик цбн в зависимости от плотности и вязкости перекачиваемой нефти
- •15. Пересчет характеристик цбн при изменении числа оборотов
- •16. Регулирование подачи цбн
- •17. Работа цбн в группе
- •18. Определение мощности насосов для перекачки нефти
- •Технологический расчет магистральных трубопроводов при стационарном режиме перекачки
- •19. Закон Паскаля
- •20. Уравнение Дарси-Вейсбаха
- •21. Уравнение Бернулли. Определение полного напора в различных сечениях трубопровода
- •22. Исходные данные для технологического расчета
- •23. Расчет параметров транспортируемых нефтей
- •24. Определение коэффициента гидравлического сопротивления внутренней поверхности трубопровода
- •25. Гидравлический уклон. Определение полных потерь давления в трубопроводе
- •26. Уравнение баланса напоров в рельефном трубопроводе
- •27. Потери напора в трубопроводе с лупингами и вставками
- •28. Определение расчетной длины нефтепровода. Перевальная точка
- •29. Характеристики трубопровода, насоса, насосной станции
- •30. Совмещенная характеристика «трубопровод-насос». Рабочая точка
- •31. Подбор насосно-силового оборудования
- •32. Определение необходимого числа насосных станций
- •33. Расстановка нефтеперекачивающих станций по трассе нефтепровода
- •34. Расчет нефтепровода при заданном положении перекачивающих станций
- •35. Расчет коротких трубопроводов
- •36. Изменение подпора перед станциями при изменении вязкости нефти
- •37. Режим работы нефтепровода при отключении нефтеперекачивающих станций
- •38. Нефтепроводы со сбросами и подкачками
- •39. Методы увеличения пропускной способности нефтепровода
- •40. Методы снижения гидравлических потерь
- •42. Регулирование режимов работы трубопроводов изменением параметров трубопроводов дросселированием, байпасированием
- •43. Соотношение диаметров трубопроводов, давления и пропускной способности
- •44. Определение экономически наивыгоднейшего диаметра трубопровода
- •Основные требования к проектированию магистральных нефтепроводов
- •45. Расстояния между трубопроводами при подземной прокладке
- •46. Требования к расстановке запорной арматуры на магистральном нефтепроводе
- •47. Нормативная методика расчета трубопроводов на прочность
- •48. Основные нагрузки и воздействия на нефтепровод
- •49. Расчет толщины стенки трубопровода
- •50. Требования к трубам и марки сталей струб, применяемых при строительстве магистральных нефтепроводов
- •51. Требования к фасонным изделиям и соединительным деталям, применяемым на магистральных нефтепроводах
- •Противокоррозионная защита нефтепроводов и резервуаров
- •52. Классификация коррозионных процессов
- •53. Основные сведения об электрических процессах на поверхности трубопровода, находящегося в почве
- •54. Защитные покрытия нефтепроводов
- •55. Электрохимическая защита нефтепроводов от коррозии
- •56. Расчет длины защищаемого участка при катодной защите мн
- •57. Методы определения состояния коррозионной защиты нефтепроводов
- •58. Противокоррозионная защита резервуаров
- •Эксплуатация линейной части магистральных нефтепроводов
- •59. Утечки нефти из трубопровода и причины их возникновения
- •60. Расчет утечек нефти через отверстия в трубопроводе
- •61. Методы обнаружения утечек нефти из трубопровода
- •62. Определение места утечки по диспетчерским данным
- •63. Истечение нефтепродукта через отверстия в трубопроводах
- •64. Расчет утечек нефтепродукта через отверстия в трубопроводе (см. П.60 Расчет утечек нефти через отверстия в трубопроводе)
- •65. Планирование и расчеты периодических очисток нефтепровода от парафина
- •66. Внеплановая очистка нефтепровода от парафина и водяных скоплений
- •Технологические расчеты нефтепроводов при нустановившихся режимах
- •67. Инерционные свойства потока нефти
- •68. Гидравлический удар в нефтепроводах. Принципы расчета гидравлического удара
- •Перекачка нефтей с аномальными свойствами
- •69. Основные способы перекачки высоковязких и высокозастывающих нефтей и нефтепродуктов
- •70. Реологические свойства нефтей
- •71. Гидротранспорт вязких нефтей и нефтепродуктов
- •72. Перекачка термообработанных нефтей и нефтепродуктов
- •73. Перекачка нефтей с присадками
- •74. Перекачка предварительно подогретых нефтей и нефтепродуктов
- •75. Использование антитурбулентных присадок к нефтепродуктам для снижения потерь напора на трение
- •76. Зависимости основных параметров нефти от концентрации разбавителя
- •77. Вычисление давления насыщенных паров смеси
- •78. Вычисление гидравлических потерь при перекачке с разбавителем
- •79. Гидравлическая характеристика трубопровода при перекачке разбавленной нефти
- •Применение противотурбулентных присадок в трубопроводном транспорте нефти и нефтепродуктов
- •80. Эффект Томса
- •81.Применение противотурбулентных присадок на отечественных нефтепроводах
- •82. Технология ввода присадки в поток в трубопровод
- •83. Механизм действия малых полимерных добавок на поток в трубопроводе
- •107. Классификация нефтебаз
- •108. Номенклатура и основные эксплуатационные характеристики нефтепродуктов, с которыми оперируют нефтебазы
- •109. Физико-химические свойства нефтепродуктов
- •110. Операции, проводимые на нефтебазах
- •111. Объекты нефтебаз и их размещение
- •112. Определение объема резервуарного парка нефтебазы
- •113. Коэффициент оборачиваемости резервуаров
- •114. Резервуары нефтебаз и перекачивающих станций
- •115. Типы резервуаров и их конструкции
- •116. Оптимальные размеры вертикальных стальных резервуаров
- •117. Потери нефти и нефтепродуктов
- •118. Классификация потерь нефти и нефтепродуктов
- •119. Упрощенная теория потерь нефтепродуктов от испарения
- •120. Мероприятия по сокращению потерь от испарения
- •121. Современные средства сокращения потерь бензинов от испарения
4. Физико-химические свойства нефтей
Плотность и молекулярная масса
Плотностью называется количество покоящейся массы в единице объема. Определение плотности нефти и нефтепродуктов весьма облегчает возможные расчеты, связанные с расчетом их массового количества. Учет количества нефти и нефтепродуктов в объемных единицах вызывает некоторые неудобства, т. к. объем жидкости меняется с изменением температуры. Плотность имеет размерность кг/м3. Поэтому, зная объем и плотность, при приеме, отпуске и учете нефти и нефтепродуктов можно выражать их количество в массовых единицах, т. к. масса не зависит от температуры.
На практике часто имеют дело с относительной плотностью нефти и нефтепродукта, которая определяется отношением их массы при температуре определения к массе чистой воды при +4С, взятой в том же объема. Плотность воды при +4С имеет наибольшее значение и равна 1000 кг/м3. Относительную плотность принято определять при +20С, что обозначается символом ρот. Относительная плотность нефтей и нефтепродуктов при +20С колеблется в пределах от 0,7 до 1,07.
Удельным весом называется вес единицы объема, т.е. сила притяжения к земле единицы объема вещества.
(1)
где – плотность вещества, кг/м; g – ускорение силы тяжести.
Плотность и удельный вес нефти и нефтепродуктов зависят от температуры. Для пересчета плотности при одной температуре на плотность при другой может служить следующая формула
(1)
где – поправка на изменение плотности при изменении температуры на 1 С; 20 – плотность нефти или нефтепродукта при t = +20С.
При попадании механических примесей, испарении, растворении в воде, окислении, эмульгировании, солнечной радиации изменяются масса и свойства нефти. плотность нефти – важный фактор, который следует учитывать при очистке водных поверхностей. При плотности нефти, приближающейся к 900 кг/м3, возникает угроза ее осаждения на дно. Это же явление наблюдается и при уменьшении плотности воды вследствие понижения ее температуры с 4 до 0С. Однако нефть может всплыть на поверхность даже через большой промежуток времени при повышении ее температуры и соответствующем изменении плотности.
Плотность большинства нефтей (в том числе северных месторождений Тюменской области (СРТО), (см. табл. 1), исследованных в ТюмГНГУ, находится в пределах 825÷900 кг/м3.
Недостаточное знание свойств нефти, например, попавшей в воду в результате утечки или залпового сброса, приводит к тактическим ошибкам при ликвидации нефтяного загрязнения. Нередко, отождествляя свойства нефтяного пятна на поверхности воды со свойствами нефти, такое пятно пытаются поджечь. Однако без специальной подготовки это сделать невозможно. Следует учитывать, что нефтяное пятно взаимодействует с водой и воздухом, образуя эмульсию с трудно прогнозируемыми характеристиками. Поскольку сбор нефти с поверхности воды почти всегда осуществляется с помощью технических средств, необходимо учитывать наличие в нефтяном загрязнении фракций с температурой вспышки паров менее 60С, недопустимых с точки зрения пожарной безопасности, наличия пыли, а также наличия растворенного газа.
Таблица 1
Физико-химические свойства нефтей
Месторождение нефти |
Плот-ность при 20С, кг/м3 |
Кинематическая вязкость, сСт, при: |
Температура, С |
||
t=20С |
t=50C |
застывания |
кипения |
||
Ромашкинское |
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 |
11,2 |
+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 |
12,1 |
- |
+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 |
Вязкость нефтей и нефтепродуктов
Одной из наиболее характерных особенностей жидкостей является способность изменять свою форму, под действием внешних сил. Это свойство жидкости объясняется скольжением ее молекул относительно друг друга. Одна и та же сила создает в разных жидкостях разные скорости перемещения слоев, отстоящих один от другого на одинаковые расстояния. Однако способность молекул к скольжению не бесконечно велика, поэтому Ньютон рассматривает вязкость как «недостаток скольжения». Обычно вязкостью или внутренним трением называют свойство жидкости сопротивляться взаимному перемещению ее частиц, вызываемому действием приложенной к жидкости силы.
Внутреннее трение, характеризуемое величиной η, немецкий ученый М. Якоб в 1928 году предложил называть динамической вязкостью. В технической литературе за η утвердилось наименование абсолютной вязкости, так как эта величина выражается в абсолютных единицах. Однако в абсолютных единицах. можно выражать также и единицы кинематической и удельной вязкости. Термин «динамическая вязкость» соответствует физическому смыслу η, так как согласно учению о вязкости η входит в уравнение, связывающее силу внутреннего трения с изменением скорости на единицу расстояния, перпендикулярного к плоскости движущейся жидкости.
Впервые же динамическая вязкость была выведена врачом Пуазейлем в 1842 г. при изучении процессов циркуляции крови в кровеносных сосудах. Формула Пуазейля в современной редакции выглядит следующим образом:
где η – коэффициент внутреннего трения (динамическая вязкость); Р – давление, при котором происходило истечение жидкости; τ – время истечения жидкости в объеме V, L – длина капилляра; г – радиус капилляра.
Единицей динамической вязкости является сила, необходимая для поддержания разности скоростей, равной 1 м/с, между двумя параллельными слоями жидкости площадью 1 м2 находящимися друг от друга на расстоянии 1 м, т.е. единицей измерения динамической вязкости в системе СИ является
Н с/м2 или Па с.
Единица динамической вязкости, выраженная в физической системе измерения СГС, в честь Пуазейля называется пуазом, т.е. за единицу динамической вязкости принимают сопротивление, которое оказывает жидкость при относительном перемещении двух ее слоев площадью 1 см2, отстоящих друг от друга на 1 см, под влиянием внешней силы в 1 дн при скорости перемещения в 1 см 1 с. Динамическую вязкость при температуре t обозначают ηt.
Величина, обратная динамической вязкости, носит название текучести и обозначается знаком Т.
Ж
(2.22)
В физической системе единиц широкое применение имеет единица кинематической вязкости в см2/с (стокс – Ст.) и мм2/с (сантистокс - сСт). Таким образом, 1 ст представляет собой вязкость жидкости, плотность которой равна 1г/1мл и сила сопротивления которой взаимному перемещению двух слоев жидкости площадью 1 см2, находящихся на расстоянии 1 см один от другого и перемещающихся один относительно другого со скоростью 1 см/с, равна 1 дн.
Вязкость нефтей и нефтепродуктов зависит от температуры, увеличиваясь с ее понижением. Для выражения зависимости вязкости от температуры предложено много различных формул. Наибольшее применение для практических расчетов подучила формула Рейнольдса-Филонова
(3)
(4)
где u – коэффициент крутизны вискограммы, 1/К; , – кинематическая вязкость при известной температуре Тж и при температуре Т; e – основание натурального логарифма.
Для нахождения коэффициента крутизны вискограммы для данного продукта достаточно знать значения вязкостей при двух температурах Т1 и Т2.
Динамическая и кинематическая вязкости – это вполне определенные физические характеристики, которые, как и все другие величины, выражены в абсолютных единицах и могут быть подставлены в те или другие расчетные формулы. В случаях, когда вязкость применяется не как расчетная величина, а как практическая характеристика нефтепродукта, ее принято выражать не в абсолютных, а в относительных, или условных, единицах.
Вязкость нефти изменяется в широких пределах и зависит от ее состава, количества растворенного газа, примесей в некоторой степени, от давления, температуры, увеличиваясь с ее понижением.
Пересчет вязкости с одной температуры на другую связан с некоторыми особенностями и на практике иногда сопровождается ошибками. В справочной литературе обычно приводятся сведения о вязкости нефтей при весьма ограниченных условиях и значениях температур. Чаще всего это температуры 20 и 50С или 50 или 100С. Нахождение коэффициента крутизны вискограммы позволяет определить вязкость только в интервале заданных температур. А вот интерполяция результатов вне заданных интервалов недопустима, особенно для высоковязких и парафинистых нефтей. С уменьшением температуры ошибка расчетов может составлять 200300%, а в ряде случаев расчет может быть связан с абсурдным результатом, поскольку многие нефти теряют текучесть при достаточно высоких температурах 2025С.
Давление насыщенных паров
Анализируя материал предыдущего раздела можно сформулировать другое определение давления насыщенных паров – это давление пара, находящегося в равновесии с жидкостью при данных термодинамических условиях и соотношении объемов фаз. Такая характеристика позволяет судить о склонности нефтей и нефтепродуктов к образованию паровых пробок, например в трубопроводе, потерях при испарении и хранении в резервуарах и т.д., и является основным показателем испаряемости и стабильности товарных нефтепродуктов.
Давление насыщенных паров рS химически однородных жидкостей и азеотропных (не изменяющих свой состав в процессе испарения) веществ изучено достаточно хорошо. Установлено, что рS зависит от температуры и может быть определено с помощью простой формулы:
(5)
где рST – давление насыщенных паров при температуре Т; рSTo – давление насыщенных паров при известной температуре То; k – эмпирический коэффициент. Давление рS паров индивидуальных углеводородов и нефтяных фракций можно определить, пользуясь различными графиками или например табл. 2.
Таблица 2
Давление насыщенных паров алканов (рАБС)
ºС |
Давление, МПа |
||||||||
С2Н5 |
С3Н8 |
i-С4Н16 |
С4Н10 |
i-С5Н10 |
C5Н10 |
С6Н14 |
С7Н16 |
С8Н18 |
|
-10 |
1,786 |
0,332 |
0,105 |
0,087 |
- |
- |
- |
- |
- |
-5 |
2,040 |
0,392 |
0,125 |
0,082 |
0,041 |
- |
- |
- |
- |
0 |
2,308 |
0,448 |
0,150 |
0,100 |
0,033 |
0,023 |
0,003 |
- |
- |
5 |
2,502 |
0,332 |
0,179 |
0,121 |
0,051 |
0,029 |
- |
- |
- |
10 |
2,922 |
0,617 |
0,211 |
0,143 |
0,075 |
0,036 |
0,010 |
0,003 |
0,001 |
15 |
3,253 |
0,711 |
0,247 |
0,171 |
0,062 |
0,046 |
0,012 |
0,004 |
- |
20 |
3,672 |
0,817 |
0,289 |
0,197 |
0,105 |
0,055 |
0,016 |
0,005 |
0,002 |
25 |
4,051 |
0,934 |
0,334 |
0,238 |
0,089 |
0,066 |
0,020 |
0,005 |
- |
30 |
4,504 |
1,050 |
0,386 |
0,274 |
0,145 |
0,079 |
0,024 |
0,008 |
0,003 |
35 |
4,795 |
1,204 |
0,443 |
0,318 |
0,125 |
0,084 |
- |
0,010 |
- |
40 |
tкип |
1,353 |
0,508 |
0,365 |
- |
0,112 |
0,037 |
0,012 |
0,004 |
45 |
- |
1,527 |
0,579 |
0,420 |
0,171 |
0,131 |
0,040 |
0,015 |
- |
Для смеси жидких углеводородов согласно закону Рауля давление насыщенных паров зависит от давления насыщенных паров отдельных компонентов и от мольных концентраций.
(6)
Парциальное давление рi любого компонента в жидкой смеси равно произведению давления насыщенного пара рSi чистого компонента на его мольную концентрацию хi в чистом виде, т.е. упругость паров жидкости равна сумме давлений компонентов этой смеси, которую они бы имели, если бы каждый занимал при данной температуре весь объем смеси, т.е. сумме парциальных давлений, или согласно закону Дальтона (1802 г.)
(7)
парциальное давление рi компонента, входящего в состав паровой фазы, равно произведению мольной концентрации компонента в паровой фазе на общее давление, т.е.
рi = рSyi. (8)
Таким образом, из уравнений (1.6÷1.7) имеем
хiрSi = рSyi. (9)
Уравнение (9) известно под названием объединенного закона Дальтона – Рауля, согласно которому можно сделать важный вывод – в состоянии равновесия парциальное давление любого компонента смеси в паровой фазе равно парциальному давлению того же компонента в жидкости.
Из приведенного уравнения следует, что
рSi/pS = yi/xi = ki = const
или
рSi = kpiрS и yi = kpixi. (10)
Коэффициент kрi, который называют константой равновесия, у отдельных компонентов зависит от температуры и давления и определяется, как правило, из специально составленных графиков. Приведенные уравнения позволяют, например, найти состав газовой фазы по известному составу жидкостей и наоборот.
Константы равновесия (в зарубежной литературе больше известны как константы фазового распределения) дают возможность прогнозировать материальный баланс многокомпонентных двухфазных систем (концентрации компонентов в разных фазах) при условии, если заданы давление и температура и известна также молярная концентрация i-го компонента в однофазном состоянии xi0.