Какое свойство нефти используют перекачивая по нефтепроводу

На технологию транспорта и хранения нефтей в той или иной мере влияют их физические свойства (плотность, вязкость), испаряемость пожаровзрывоопасность, электризация, токсичность.

Плотность нефтей при 20 °С колеблется в пределах от 760 до 940 кг/м:! (табл. 12.3). С увеличением температуры она уменьшается по закону прямой (рис. 12.2). От правильного определения плотности нефти в резервуарах зависит точность ее учета, а в конечном счете -прибыль предприятия.

Рис. 12.2. Зависимость плотности нефти от температуры

Таблицы 12.3 Основныепараметры нефтей России

Нефтеперерабатывающий район	Плотность при20°С, кг/м3	Кинематическая вязкость при 20 “С, мм2/с	Температура застывания, °С	Содержание парафина, %
Республики: Башкортостан	846+918	6.7+89.8	-21 +-70	2.1+6.8
Дагестан	802+886	10.4+48.7	-24+- 13	5.7+25.5
Коми	822+849	6.2+13.8	-10+-40	2.0+10.4
Татарстан	846+910	8.7+98.3	-30+-52	3.5+5.1
Чечня	789+924	3.0+163.4	-4+-60	0.8+8.5
Области: Астраханская	762+879	1.3+13.6	-40+30	3.8+26.0
Волгоградская	798+923	3.0+163.4	-60+-4	0.8+8.5
Куйбышевская	790+882	2.5+27.1	-34+9	2.9+10.2
Оренбургская	808+933	4.2+57.4	-56+- 15	1.8+7.1
Пермская	802+960	4.2+161.8	-60+- 13	2.0+10.4
Саратовская	819+847	5.3+36.3	0+16	6.6+10.4
Края: Краснодарский	771+938	1.6+310.3	-54+3	0.5+8.3
Ставропольский	803+862	5.3+11.7	4+29	6.5+23.6

Для определения плотности в лабораторных условиях, как правило, пользуются ареометром (рис. 12.3). Он представляет собой стеклянный поплавок с проградуированной шкалой. С целью повышения точности измерений применяют набор ареометров под различные интервалы значений плотности.

Вязкость – один из важнейших параметров нефти. От нее зависит выбор технологии перекачки, энергозатраты на транспортировку нефти и др.

Для жидкости, заполняющей трубопровод диаметром Д и длиной L, условие равномерного движения под действием перепада давления АР имеет вид

где т – касательные напряжения на стенке.

Отсюда необходимый перепад давления для осуществления перекачки равен

т.е. прямо пропорционален величине касательных напряжений.

Характер изменения величины т в зависимости от градиента скорости сдвига 5=320/(яД:|) в трубопроводе показан на рис. 12.4.

Как видно из рисунка, по характеру зависимости т от S (ее называют кривой течения)все типы жидкостей (в том числе и нефти) делятся на два класса: ньютоновские 1 и неньютоновские (пластичные 2, псевдопластичные 3 и дилатантные 4). Мы привыкли иметь дело с ньютоновскими жидкостями (вода, светлые нефтепродукты, маловязкие нефти и т.п.), для которых зависимость т от S имеет вид прямой линии, выходящей из начала координат. Тангенс угла наклона этой прямой, определяемый как отношение т/S, есть динамическая вязкостьц. Для ньютоновских жидкостей она не зависит от градиента скорости сдвига.

Применительно к неньютоновским жидкостям введено понятие эффективной динамической вязкостиц . Определяют ее следующим образом. Вычисляют градиент скорости сдвига S для условий перекачки (по заданным Д и Q), восстанавливают перпендикуляр до пересечения с соответствующей кривой течения, соединяют точку пересечения с началом координат и вычисляют величину т/S при данном градиенте скорости сдвига.

Делением ц (или ц:р) на плотность жидкости р при данной температуре находят ее кинематическуюv (или эффективную кинематическую v ) вязкость. Все гидравлические расчеты обычно ведут с использованием этой величины.

Для ньютоновских жидкостей величина кинематической вязкости может быть определена непосредственно, например, с использованием капиллярного вискозиметра Пинкевича (рис. 12.5). Вискозиметр представляет собой U-образную стеклянную конструкцию, в которой колено А является измерительным, а колено Б -вспомогательным. Колено А состоит из капилляра 1 и двух расширений 2,3, а колено Б из трубки 4 с соском 5 и расширения 6. Вискозиметр заполняется исследуемой жидкостью под вакуумом, создаваемым с помощью резиновой груши, присоединяемой к соску 5. Затем, создавая той же грушей давление на свободную поверхность жидкости в расширении 6, заполняют расширения 2, 3. После этого вискозиметр готов к работе. Для определения кинематической вязкости с помощью секундомера измеряют время t, в течение которого свободно текущая жидкость опускается от сечения М, до сечения М2, а затем это время умножают на величину K(g/gn), где к-постоянная вискозиметра, определяемая на эталонной жидкости, см2/с2; g – ускорение силы тяжести в месте измерения вязкости (для Уфы g = 981,56 см/с2); gn – нормальное ускорение силы тяжести, g(i = 980,7 см/с2.

Рис. 12.5. Капилярный вискозиметр Пинкевича:
1 – капилляр;
2,3 – расширения;
4 – трубка;
5 – сосок;
6 – расширение

Капиллярные вискозиметры Пинкевича выпускаются с различными диаметрами капилляра (мм): 0,4; 0,6; 0,8; 1,0; 1,2; 1,5; 2,0; 2,5; 3,0; 3,5; 4,0. Для определения кинематической вязкости нефти при заданной температуре выбирают вискозиметр с таким расчетом, чтобы время истечения нефти было не менее 15с.

На рис. 12.6 приведены вискограммы нефтей различной вязкости. Как видно, зависимость v от Т имеет экспоненциальный характер.

Вязкость нефтей России при 20 °С в 1.3-310.3 раз превышает вязкость воды. Величина вязкости предопределяет способ транспортировки нефтей по трубопроводам. Маловязкие нефти перекачивают при температуре окружающей среды без предварительной обработки, а высоковязкие нефти перекачивают одним из следующих способов: в смеси с маловязкими разбавителями, после предварительной механической или термической обработки, с предварительным подогревом и др. (подробнее эти способы рассмотрены ниже).

Температура застывания имеет существенное значение для транспортирования нефти, так как по мере приближения к ней фактической температуры жидкости затрудняется или становится невозможным ее перемещение. Переход нефти из одного агрегатного состояния в другое совершается не при одной постоянной температуре, а в некотором интервале их значений. Поэтому температура застывания является условной величиной. Она зависит главным образом от химического состава нефти и от содержания в ней парафина и смол.

Температурой застывания нефти принято считать температуру, при которой нефть, налитая в пробирку стандартных размеров, остается неподвижной в течение одной минуты при наклоне пробирки под углом 45 °.

Температура застывания маловязких нефтей составляет до -25 °С и поэтому их можно транспортировать при температуре окружающей среды. С увеличением содержания парафина температура застывания увеличивается. Для нефтей полуострова Мангышлак она доходит до +30 °С. Их можно перекачивать только специальными методами.

Испаряемость – свойство нефтей и нефтепродуктов переходить из жидкого состояния в газообразное при температуре меньшей, чем температура кипения. Испарение углеводородных жидкостей происходит при любых температурах до тех пор, пока газовое пространство над ними не будет полностью насыщено углеводородами.

Скорость испарения нефтей и нефтепродуктов зависит, в основном, от содержания в них легких фракций (пропан, бутаны) и от температуры.

Рис. 12.6. Зависимость кинематической вязкости нефти от температуры

Пожаровзрывоопасностьнефтей и нефтепродуктов характеризуется способностью смесей их паров с воздухом воспламеняться и взрываться.

Пожароопасностьнефтей и нефтепродуктов определяется величинами температур вспышки, воспламенения и самовоспламенения. Под температурой вспышкипаров понимают температуру, при которой пары жидкости, нагретой при определенных условиях, образуют с воздухом смесь, вспыхивающую при поднесении к ней открытого пламени. Углеводородные жидкости с температурой вспышки 61 “С и ниже относятся к легковоспламеняющимся, выше 61 “С – к горючим. Под температурой воспламененияпонимают температуру, при которой жидкость при поднесении открытого пламени горит. Обычно температура воспламенения на 10-50 “С выше температуры вспышки. Под температурой самовоспламененияпонимают температуру нагрева жидкости, при которой ее пары воспламеняются без поднесения открытого огня. В зависимости от температуры воспламенения установлено пять групп пожароопасных смесей: Т, > 450 “С; Т2 = 300 – 450 “С; Т3 = 200 – 300 “С; Td = 135 -200 “С; Т, = 100-135 “С.

Взрывоопасностьнефтей и нефтепродуктов характеризуется величинами нижнего и верхнего пределов взрываемости. Нижний предел взрываемости– это концентрация паров жидкости в воздухе, ниже которой не происходит вспышки смеси из-за избытка воздуха и недостатка паров при внесении в эту смесь горящего предмета. Верхний предел взрываемостисоответствует такой концентрации паров нефти и нефтепродуктов в воздухе, выше которой смесь не взрывается, а горит. Значения концентрации паров между нижним и верхним пределами взрываемости называют интервалом взрываемости. Для нефтей и нефтепродуктов интервал взрываемости составляет от 2 до 10 %.

Электризацияуглеводородных жидкостей обусловлена их высоким электрическим сопротивлением, т. е. диэлектрическими свойствами. При трении их частиц между собой, о стенки трубопроводов и емкостей, а также о воздух возникают заряды статического электричества величиной до нескольких десятков киловольт. Для воспламенения же достаточно разряда с энергией 4-8 кВт.

Применяют, в основном, два метода защиты от разрядов статического электричества: заземление токопроводящих элементов оборудования и ограничение скоростей перекачки (не более 10 м/с).

Токсичностьнефтей и нефтепродуктов заключается в том, что их пары оказывают отравляющее действие на организм человека. При этом наблюдается повышенная заболеваемость органов дыхания, функциональные изменения со стороны нервной системы, изменение кровяного давления и замедление пульса.

Предотвращение отравлений персонала обеспечивается усиленной вентиляцией производственных помещений, а также применением изолирующих или фильтрующих противогазов при работе в опасной для здоровья атмосфере.

Источник

В России и за рубежом имеет место добыча нефтей, имеющих высокую вязкость и температуру застывания. Такие нефти отличаются от обычных, называемых ньютоновскими, и обладают специфическими свойствами, называемыми реологическими.

Под реологическими свойствами жидкостей понимают такие, от которых зависит характер их течения. В трубопроводном транспорте реологические характеристики нефтей оцениваются следующими параметрами: вязкостью (ньютоновской), пластической вязкостью, эффективной вязкостью, начальным (статическим) напряжением сдвига, предельным динамическим напряжением сдвига и температурой застывания.

Характер течения жидкостей определяется видом зависимости напряжения сил трения на поверхности их соприкасающихся слоев или напряжения сдвига τ от градиента скорости по радиусу трубы (скорости сдвига dw / dr ). Графическое представление этих зависимостей называется кривыми течения жидкостей.

Вода, светлые нефтепродукты, нефти с низким содержанием парафина и смол, парафинистые нефти при высокой температуре — это все так называемые ньютоновские жидкости, которые имеют одинаковый вид зависимости

(21.1)

где μ – коэффициент пропорциональности (динамический коэффициент вязкости).

Все остальные жидкости, не подчиняющиеся этой зависимости, называются неньютоновскими. Неньютоновские жидкости делятся на несколько классов (рисунок 21.1):

— псевдопластичные;

— пластичные (или бингамовские);

— дилатантные.

Способы перекачки высоковязких и высокозастывающих нефтей

Трубопроводный транспорт высоковязких и высокозастывающих нефтей и нефтепродуктов затруднен из-за повышенной вязкости, высокой температуры застывания и других реологических особенностей. Высокая величина коэффициента гидравлического сопротивления при температуре окружающей среды вызывает необходимость сооружения большого числа насосных станций, что экономически не всегда целесообразно. Поэтому наряду с обычной изотермической перекачкой применяют и другие методы транспорта таких нефтей:

1) гидроперекачка;

2) перекачка с улучшением реологических свойств:

— барообработка;

— виброобработка;

— перекачка с разбавителями;

— термообработка;

— перекачка с присадками;

3) «горячая» перекачка.

Гидроперекачкой называют совместную перекачку высоковязких нефтей и воды. Известно несколько способов гидроперекачки:

1) перекачка нефти внутри водяного кольца;

2) перекачка водонефтяной смеси в виде эмульсии типа «нефть в воде» (н/в);

3) перекачка нефти и воды без вмешательства в формирование структуры потока.

Барообработка

Обработка неньютоновских нефтей давлением с целью улучшения их реологических свойств.

Процесс барообработки заключается в следующем. Если в герметически закрытом сосуде, заполненном неньютоновской нефтью, создать избыточное давление , последнее со временем медленно падает до некоторого значения . Скорость падения давления и разница между начальным и конечным давлениями зависит от величины и реологических свойств нефтей. Замечено также, что если время выдержки начального избыточного давления составляет 10 ч и более, то при повторном нагружении до начальной величины снова наблюдается снижение давления, но в меньшей степени. При определенном числе циклов нагружения уменьшение давления в замкнутой системе не происходит.

Виброобработка

Сущность данного метода перекачки состоит в том, что высокопарафинистую нефть охлаждают до образования в ней парафинистой структуры, а затем механическим путем разрушают последнюю. Содержащиеся в нефти смолы и асфальтены обволакивают «осколки» парафина, препятствуя их повторному соединению. Обычных скоростей перекачки достаточно, чтобы полученная суспензия (парафин в нефти) сравнительно длительное время сохраняла необходимую подвижность.

Разрушение парафинистой структуры может производиться путем виброобработки с помощью специальных мешалок, диафрагм и т.д.

Однако с течением времени структура парафина в нефти восстанавливается. В зависимости от состава нефти для этого требуется от нескольких часов до нескольких суток. Экспериментально установлено, что высокопарафинистые нефти, не содержащие асфальтенов, практически не изменяют своих свойств после механического разрушения, так как структура парафина после прекращения ее разрушения восстанавливается очень быстро. По мере увеличения содержания асфальтенов в высокопарафинистой нефти продолжительность восстановления структуры увеличивается. Это связано с тем, что молекулы асфальтенов адсорбируются на поверхности кристаллов парафина и препятствуют образованию прочной парафинистой структуры. Вместе с тем превышение некоторого оптимального содержания асфальтенов в нефти настолько загущает ее, что вязкость снова начинает расти.

Перекачка с разбавителями

Одним из эффективных и доступных способов улучшения реологических свойств высоковязких нефтей и нефтепродуктов является применение углеводородных разбавителей: газового конденсата и маловязких нефтей.

Использование разбавителей позволяет довольно существенно снизить вязкость и температуру застывания нефти. Во-первых, понижается концентрация парафина в смеси, так как часть его растворяется легкими фракциями разбавителя. Во-вторых, если в маловязкой жидкости, используемой в качестве разбавителя, содержатся асфальтосмолистые вещества, последние, адсорбируясь на поверхности кристаллов парафина, препятствуют образованию прочной структурной решетки.

Целесообразнее всего в качестве разбавителей использовать маловязкие нефти. Если на месторождении добывают, либо на головную станцию нефтепровода поступают нефти разных свойств — высоковязкие, высокопарафинистые и маловязкие, то, разбавляя вязкие нефти маловязкими, можно добиться резкого снижения вязкости и температуры застывания смеси и таким образом облегчить их перекачку.

Термообработка

При транспортировке высоковязких высокопарафинистых нефтей и нефтепродуктов было замечено, что при нагревании нефти до одной температуры и последующем охлаждении эффективная вязкость и температура застывания резко повышались, а при нагревании до другой температуры и последующем охлаждении эти параметры резко снижались. Впервые это было замечено А.Н. Сахановым и А.А. Кащеевым. Впоследствии тепловая обработка с целью изменения реологических свойств была названа термообработкой нефтей и нефтепродуктов.

Термообработка — один из способов повышения эффективности трубопроводного транспорта вязких нефтей и нефтепродуктов. Она заключается в следующем. Нефть и нефтепродукт нагревают до некоторой температуры, а затем охлаждают с заданной скоростью. Оптимальные температура нагрева и скорость охлаждения подбираются лабораторным путем для каждого нефтепродукта. В результате этого резко снижаются эффективная вязкость и температура застывания термообработанной нефти. Если эти параметры сохраняются низкими значительное время, то нефть можно перекачивать по нефтепроводу при изотермическом режиме, как обычную маловязкую жидкость.

Перекачка с присадками

Применение депрессорных присадок (депрессаторов) — веществ, уменьшающих температуру застывания, вязкость и предельное напряжение сдвига высокозастывающих парафинистых нефтей — один из перспективных способов их транспорта.

Депрессорные присадки уже давно применяются для снижения температуры застывания масел. Однако для нефтей эти присадки оказались малоэффективны.

Типичным природным депрессатором являются асфальтосмолистые вещества, содержащиеся в нефти. Поэтому одним из способов улучшения реологических свойств высокопарафинистых нефтей является добавка к ним продуктов, богатых асфальтосмолистыми веществами — гудрона, битума и др.

«Горячая» перекачка

Наиболее распространенным способом трубопроводного транспорта высоковязких и высокозастывающих нефтей в настоящее время является их перекачка с подогревом.

Существует несколько вариантов перекачки высокозастывающих нефтей с подогревом. Для коротких (чаще нефтебазовых) трубопроводов используют методы электроподогрева.

Для магистральных трубопроводов наибольшее распространение получил способ «горячей» перекачки, предусматривающий нагрев нефти перед ее закачкой в трубопровод и периодический подогрев нефти по мере ее остывания в процессе ее движения.

По мере движения в магистральном трубопроводе нефть за счет теплообмена с окружающей средой остывает. Поэтому по трассе трубопровода через каждые 25–100 км устанавливают пункты подогрева 7. Далее нефть попадает на промежуточную насосно-тепловую станцию НТС, где также установлены подогреватели и все повторяется снова. В конце концов нефть закачивается в резервуары 9 конечного пункта, также оборудованные системой подогрева.

В настоящее время в мире эксплуатируется более 50 «горячих» магистральных трубопроводов. Крупнейшим из них является нефтепровод «Узень–Гурьев–Куйбышев».

Способ «горячей» перекачки высоковязких и высокозастывающих нефтей и нефтепродуктов получил наибольшее распространение как в России, так и за рубежом.

Дата добавления: 2017-02-28; просмотров: 1609 | Нарушение авторских прав | Изречения для студентов