Реферат: Физико-химические свойства нефтей Тюменского региона

СодержаниеВведение                                                                               1

Классификациянефтей                                                        3

Плотностьи молекулярная масса                                       9

Вязкостьнефтей и нефтепродуктов                                    13

Заключение                                                                         22

Приложение1                                                                      23

Приложение2                                                                      28

Литература                                                                          30

<span Arial",«sans-serif»; mso-fareast-font-family:«Times New Roman»;mso-font-kerning:16.0pt;mso-ansi-language: RU;mso-fareast-language:RU;mso-bidi-language:AR-SA">
Введение.

С развитием техники повышаются требования кассортименту и ка­честву нефтей и нефтепродуктов, что, в свою очередь, требуетсовершен­ствования процессов их производства. Поэтому качества, как товарнойнефти, так и продуктов ее переработки, подлежат обязательному контро­лю.Организацию контроля качества невозможно осуществлять без стан­дартов нанефтепродукты и методов их испытания. Задачи стандартизации многообразны. Это иудовлетворение более высоких требований к выпус­каемой продукции технологиитранспорта, защита интересов потребителя, также и интересов изготовителя — отнеобоснованных претензии.

Государственная системастандартизации предусматривает сле­дующие категории стандартов, государственные на нефтепродукты (ГОСТ), отраслевые(ОСТ), республиканские (РСТ), стандарты пред­приятий (ГТП), техническиеусловия (ТУ).

Соблюдениегосударственных стандартов обязательно для всех предприятий и организаций,причастных к транспорту и хранению нефтей и нефтепродуктов, тогда как другиеимеют ограниченную сферу влияния. В этих документах устанавливается переченьформулируемых физико-химических, наиболее важных эксплуатационных свойств,допустимые значения ряда констант, имеющих специфическое назначение и условиеиспользования.

К физико-химическимотносятся свойства, характеризующие со­стояние нефти и нефтепродуктов и ихсостав (например, плотность, вяз­кость, фракционный состав). Эксплуатационные свойства характеризуютполезный эффект от использования нефтепродукта по назначению, опре­деляютобласть его применения. Некоторые эксплуатационные свойства нефтепродуктовоценивают с помощью нескольких более простых физико-химических свойств. В своюочередь, перечисленные физико-химические свойства можно определить через рядболее простых свойств веществ. Часто на практике нефтепродукты и нефтихарактеризуются уровнем каче­ства. Оптимальным уровнем считается такой, прикотором достигается наиболее полное удовлетворение требований потребителя.Уровень каче­ства зависит от уровня каждого свойства и значимости этогосвойства. Количественную характеристику одного или нескольких свойствпродукции, составляющих его качество, следует называть показателем качества. От­носительнуюхарактеристику качества, основанную на сравнении значений показателей качестваоцениваемой продукции с базовыми значениями, на­зывают уровнем качества. Например, качество нефти, удовлетворяющеетребованиям НГТЗ, должно соответствовать ТУ-39-1623-93 «Нефть рос­сийская». Некоторые показатели качества приведены втабл. 1.1 (см. приложение 1).

Большинство методов оценки и анализа свойств икачества стан­дартизовано и по назначению. Они подразделяются наприемосдаточные, контрольные, полные, арбитражные и специальные. Приёмосдаточный анализ проводятдля установления соответствия произведенного, посту­пившего или отгруженного нефтепродуктапоказателям качества.

Контрольныйанализ проводят в процессе приготовления или хране­ния нефтепродукта. Полный анализ позволяет датьоценку качества по ос­новным эксплуатационным свойствам для партии продукта,отгружаемой с завода, или перед «закладкой» продукта на длительное хранение. Арбит­ражный анализ выполняют наглавном предприятии отрасли по данному виду продукции или в нейтральнойкомпетентной лаборатории в случае возникновения разногласия между поставщиком ипотребителем. Число контролируемых показателей при этом может быть различным. Специаль­ный анализ проводится поузкой группе нефтепродуктов. Например, опре­деление фракционного составанефтей, стабильность масел.

Тот или иной метод анализа дает надежные результатытолько тогда, когда его проводят в установленных стандартами условиях. Всякоеотсту­пление от стандартных методов не допускается, т. к. даже одно и то жесвойство для различных нефтепродуктов определяется различными мето­дами.Свойства нефтей и нефтепродуктов многообразны, способны оказы­вать взаимноевлияние и требуют всестороннего изучения.

<span Arial",«sans-serif»;mso-fareast-font-family: «Times New Roman»;mso-font-kerning:16.0pt;mso-ansi-language:RU;mso-fareast-language: RU;mso-bidi-language:AR-SA">
Классификация нефтей.

Нефть инефтепродукты представляют собой сложную жидкую смесь близкокипящихуглеводородов и высокомолекулярных углеводород­ных соединении с гетероатомамикислорода, серы, азота, некоторых ме­таллов и органических кислот.Определить индивидуальный химический состав нефти практически невозможно,поэтому ограничиваются опреде­лением группового химического состава, т.е.отдельных рядов и групп уг­леводородов.

Несмотря на многообразие углеводородов, основнымиструктурны­ми элементами нефти являются углерод и водород, а элементарныйсостав колеблется в небольших пределах: углерод 83-87%, водород 11-14%. На долюдругих элементов, объединяемых группой, смолисто-асфальтеновые веществапредставляют собой высокомолекулярные органические соеди­нения, содержащиеуглерод, водород, серу, азот и металлы. К ним относят­ся: нейтральные смолы,растворимые в бензинах; асфальтены, не раство­римые в петролейном эфире, норастворимые в горячем бензоле; карбены, растворимые в сероуглероде; карбониты,ни в чем не растворимые. При сгорании нефти получается зола (сотые долипроцента), состоящая из оки­слов кальция, магния, железа, алюминия, кремния,натрия и ванадия. Кста­ти, соединения последнего являются переносчикамикислорода и способ­ствуют активной коррозии.

В нефти можно обнаружить более половины элементовтаблицы Менделеева. Элементарный(часто говорят «химический») состав нефти полностью не известен. Уже сейчасобнаружены 425 индивидуальных уг­леводородов, содержащих серу, азот и кислород.Трудность определения состава заключается в том, что выделить из нефтисоединения можно пока лишь путем перегонки, при этом состав нефти можетзначительно изме­ниться в результате различных реакций.

Определить индивидуальный химический состав нефтипрактически невозможно, поэтому ограничиваются определением группового химиче­скогосостава, т.е. отдельных рядов и групп углеводородов. Углеводоро­ды,различающиеся содержанием углерода и водорода в молекуле, а также строением,являются основным компонентом нефти. Углеводороды приня­то разделять напарафиновые (насыщенные алканы), нафтеновые и аро­матические. Преобладание тойили иной группы углеводородов придает этим продуктам специфические свойства. Взависимости от преобладания в нефти одного из трех представителей углеводородов(более 50%) нефти именуются метановые, нафтеновые или ароматические. В случае,когда к доминирующему присоединяется другой углеводород в количестве не ме­нее25%, то им дают комбинированное название, например, метанонафтеновые.

Приведенная выше классификация нефтей поуглеводородному со­ставу позволяет дать новое определение нефти: нефтьпредставляет собой раствор чистых углеводородов и гетероатомных органическихсоединений, т. е. углеводородов, содержащих в молекуле атомы кислорода илиазота, или серы. Именно раствор, а не смесь, причем не обычный раствор, араствор различных соединений друг в друге.

С помощью табл.1.2и1.3 (см. приложение 1) можно проследитьизменение физико-химических, теплофизических и опасных свойств чистыхуглеводородов. Можно заметить также, что даже у углеводородов, имеющих однухимиче­скую формулу, ряд показателей отличается по величине.

Разделение таких многокомпонентных смесей проводятна части, со­стоящие из углеводородов, близких по составу, которые принятоназывать фракциями. Нефть инефтепродукты имеют температуру начала кипения tн.к. и конца кипения tк.к..­­ — Фракционный состав нефтяной смесиопределяет­ся обычно простой перегонкой или ректификацией, а на практике его оп­ределяютстандартным перегонным аппаратом и измеряют в объемных или массовых единицах.Разделение таких сложных смесей, как нефть и кон­денсат, на более простыеназывают фракционированием.Нефтепродукты и конденсата, получаемые из нефти, являются фракциями,вскипающими в достаточно узких температурных пределах (см. рис.1.1 приложение 2), определяемых техническимиусловиями. При перегонке нефти, имеющей типичный со­став, можно получить:31% бензиновых фракций,10% керосиновых,51% дизельных,20% базового масла и около15% составит мазут.

Эти фракции являются базовыми для получения товарныхнефтепродук-тов, ассортимент которых достаточно велик и весьма разнообразен.Отече­ственной промышленностью освоен выпуск свыше 500 наименований нефтепродуктов,поэтому на рисунке 1.1 даны показатели только тех, которые за­нимаютзначительное место в грузообороте объектов хранения или часто встречающихся вповседневной жизни.

Условно товарные нефтепродукты делятся на светлые,темные, пластичные смазки и нефтехимические продукты. Ксветлым нефте­продуктам относят и бензины, керосины, топлива для реактивныхдвигате­лей, дизельные топлива. Темныенефтепродукты — это различные масла и мазуты.

В процессеперегонки составляющие его компоненты отгоняются в порядке возрастания ихтемператур кипения. При определении фракци­онного состава по ГОСТ 2177-82перегонку ведут до 300°С. При этом от­мечают температуру начала перегонки (н. к.) и объемы дистиллятов при 100,120, 150, 160°С, а далее через каждые 20°С до 300°С. Обычно бензи­новые фракциивыкипают в пределах 35<span Times New Roman";mso-hansi-font-family:«Times New Roman»;mso-char-type:symbol; mso-symbol-font-family:Symbol">¸

205°С, керосиновые — 150<span Times New Roman";mso-hansi-font-family:«Times New Roman»; mso-char-type:symbol;mso-symbol-font-family:Symbol">¸315°С, дизельные — 180<span Times New Roman"; mso-hansi-font-family:«Times New Roman»;mso-char-type:symbol;mso-symbol-font-family: Symbol">¸420°С,тяжелые масляные дистилляты — 420<span Times New Roman";mso-hansi-font-family:«Times New Roman»;mso-char-type:symbol; mso-symbol-font-family:Symbol">¸490°С, оста­точные масла — выше 490°С.

Перегонку нефтепродуктов с температурами кипения до370°С ведут при атмосферном давлении, а с более высокими — в вакууме или сприме­нением водяного пара (для предупреждения их разложения). Кстати, авто­мобильныебензины А-72, А-76, АИ-93 имеют практически один и тот же фракционный состав.Авиационные бензины отличаются повышенным со­держанием легких фракций.Содержание в продукте тех или иных фракции определяется техническими условиямина данный нефтепродукт и зависит от его назначения. Нефти классифицируются посодержанию в них бензи­новых, керосиновых и масляных фракций.

Фракционныйсостав нефтяных смесей определяется обычно про­стой перегонкой с дефлегмациейили ректификацией, разгонку легких фракций проводят при низких температурахи повышенных давлениях, средних фракций — при атмосферном давлении, тяжелыхфракций — в ва­кууме. Для разгонки используют специальные аппараты: Энглера,Богда­нова, Гадаскина, АРН — 2 и др. Фракционный состав легких нефтяных фракцийрекомендуется определять также хроматографическим методом, который по сравнениюс традиционными ректификационными методами имеет ряд преимуществ: он позволяетнаряду с фракционным составом смеси определять индивидуальный углеводородныйсостав бензиновых фракций, сокращает время анализа, уменьшает величину пробы,повышает надежность метода и дает возможность использовать однотипную аппара­туру.

Отметим, что индивидуальный покомпонентный составнефтяных смесей определяется методамифракционной разгонки смеси на лабора­торной ректификационной колонке споследующим использованием для анализа узких фракций адсорбционной газожидкостнойхроматографии, масс-спектроскопии и прочих современных методов анализа сложныхсме­сей.

Выше отмечалось, что фракционный состав определяетколичество углеводородов с определенными свойствами. Следовательно, по имею­щимсяданным о физико-химических свойствах можно судить о фракци­онном составе.Известно, что наиболее «чувствительна» к изменению углеводородного состава вязкостьнефти.

При обработке данных о свойствах нефтей дляопределения фракций Фр, выкипающих при температуре до 200°С вТюмГНГУ была получена эмпирическая зависимость

<img src="/cache/referats/9381/image002.gif" v:shapes="_x0000_i1025">                                      (1.1)

где Фр— фракционный состав нефти при 200°С, % вес; <span Times New Roman";mso-hansi-font-family:«Times New Roman»; mso-char-type:symbol;mso-symbol-font-family:Symbol">h

0— параметр,характеризующий характеризующий степень изменения динамической вязко­сти приизменении температуры.

Для нефтей с динамической вязкостью <span Times New Roman";mso-hansi-font-family: «Times New Roman»;mso-char-type:symbol;mso-symbol-font-family:Symbol">h

20<span Times New Roman";mso-hansi-font-family: «Times New Roman»;mso-char-type:symbol;mso-symbol-font-family:Symbol">£37МПа и плотностью <span Times New Roman"; mso-hansi-font-family:«Times New Roman»;mso-char-type:symbol;mso-symbol-font-family: Symbol">r20=795-890 кг/м3 параметр <span Times New Roman";mso-hansi-font-family: «Times New Roman»;mso-char-type:symbol;mso-symbol-font-family:Symbol">h0можно определить по формуле

<img src="/cache/referats/9381/image004.gif" v:shapes="_x0000_i1026">                                     (1.2)

где <span Times New Roman";mso-hansi-font-family:«Times New Roman»;mso-char-type:symbol; mso-symbol-font-family:Symbol">h

20 и <span Times New Roman";mso-hansi-font-family:«Times New Roman»; mso-char-type:symbol;mso-symbol-font-family:Symbol">h50 — динамическая вязкость нефти,соответственно, при температурах 20 и 50°С, Пас.

Формула (1.2) была проверена на различных нефтяхболее 200 ме­сторождений Западной, Восточной Сибири, Башкирии, Казахстана, Став­ропольскогокрая и справедлива для абсолютного большинства нефтей с температурой началакипения до 85° С и содержанием парафинов и смол до 25%.

Относительная ошибка при определении фракционногосостава неф­тей отечественных месторождений при 200°С по формуле (1.2)составляет около 20% и объясняется различием содержания в нефтях смол,парафинов и других примесей. Несколько большие отклонения при расчете наблюда­ютсядля среднеазиатских нефтей, проявляющих аномальные и вязкопластичные свойства.Дополнительные исследования позволили установить, что для нефтей ряда регионов:Башкирии, Татарстана, Пермской области, Удмуртии расчеты по формуле (1.2) даютзаниженные результаты, для нефтей Западной и Восточной Сибири, Сахалинскойобласти — завышен­ные. Обработка полученных результатов методами математическойстати­стики позволила уточнить предложенную формулу и рекомендовать ее киспользованию в следующем виде:

<img src="/cache/referats/9381/image006.gif" v:shapes="_x0000_i1027">                             (1.3)

где Кг — коэффициент, учитывающий глубинустабилизации нефти на промысле или потерю нефти в резервуарных парках; n — показатель вяз­кости, дляБашкортостана и Куйбышевской области n = 0,680, Татарстана — 0,685, Саратовской области, Западной иВосточной Сибири — 0,66, Саха­линской области — 0,655, Пермской области иУдмуртии — 0,675, для турк­менских, узбекских и таджикских нефтей n=0,64, Казахстана — 0,675.

Таким образом, при отсутствии фактических данных обуглеводо­родном составе нефти для практических инженерных расчетов можно ре­комендоватьформулу (1.3), обеспечивающую погрешность расчетов не более 10%.

Известно, что физическиесвойства нефти зависят от преобладания в них отдельных углеводородов илиразличных их групп. Например, боль­шое содержание в нефти парафинов, смол иасфальтенов повышает ее вяз­кость, особенно при пониженных температурах. Взависимости от состава и ряда свойств производится классификация нефтей,позволяющая выбрать наиболее целесообразный способ транспортировки и хранения.

Во многих нефтях Западной Сибири (усть-балыкская,западно-сургутская и самотлорская и др.) содержание парафина не превышает 4%.Наблюдаются зависимость — чем больше в нефти парафина, тем меньше в ее составесмол и асфальтенов; чем больше геологический возраст нефти, тем больше в еесоставе парафина. Высокопарафиновые нефти характеризуются наименьшимсодержанием серы, ванадия и никеля. Высокое содержание парафина в нефтисущественно ослож­няет и удорожает процессы ее добычи, транспортировки ипереработ­ки. При добыче высокопарафинистых нефтей снижается и даже пол­ностьюпрекращается дебит скважин из-за закупорки их так называе­мымиасфальто-парафиновыми отложениями (АСПО). АСПО из сква­жин приходится удалятьмеханическим путем, тепловой обработкой, промывкой растворителями.

Парафин при перекачке высокопарафиновых нефтейотлагается на внутренних стенках трубопровода. В магистральных трубопроводахтолщина отложений парафина достигает <st1:metricconverter ProductID=«30 мм» w:st=«on»>30 мм</st1:metricconverter>. Чтобы предотвратить это явление, притранспортировке нефтей применяют способ горячей перекачки. При этом каждые25—150 км длины трубопровода нефть дополнительно подогревают. Одним изкрупнейших в мире горячих нефтепроводов является трубопровод«Усть-Гурьев-Куйбышев», пере­качивающий высокопарафиновые мангышлакские нефти.Мангышлакские нефти перед закачкой в трубу нагревают до 67-77 °С.

По содержанию серы нефтиклассифицируются на три класса: малосернистые(до 0,2% серы), сернистые (0,2 — 3,0%серы) и высокосернистые (более 3,0%).Сера в нефти находится в виде сероводорода, меркаптанов и сульфидов до 6%,иногда — в свободном виде. Сера и ее соединения активно взаимодействуют сметаллами, также вызывая сильную коррозию. Обнаруживают их по резкому запаху идействию на растворы свинцовых солей. Следует заметить, что содержание серы внефти ухудшает ее качество, вызывая серьезные осложнения в тех­нологиипереработки, подготовки и транспорта нефтей.

Известно, что в пластовых условиях в нефти всегдарастворено некоторое количество газа, имеющего в своем составе, кроме углево­дородов,и неуглеводородные газы — азот, углекислый газ и др. Азот, как примесьбезвредная и инертная, почти не контролируется анали­зами. Его содержание в нефтяхобычно не превышает 1,7%. Углеводо­родных соединений азота довольно много — пиридин, хинолин и т. д.

Газ, который извлекается из недр, принято называть попутным.Газ, выделяющийся в промысловых системах, называют нефтяным газом. Ко­личественносодержание газа в нефти характеризуется так называемым газовым фактором. В зависимости от состава газ подразделяют на сухой (легкий) и жирный (тяжелый). Сухойгаз состоит преимущественно из легких угле­водородов метана и этана. В жирном газе содержание фракций пропана,бутана и выше достигают таких величин, что из него можно получать сжиженныегазы, газовый бензин или конденсаты. Нефть, содержащую газ, принято называть газонасыщеннойнефтью.

Плотность и молекулярная масса.

Плотностьюназывается количество покоящейся массы в единице объема. Определение плотностинефти и нефтепродуктов весьма облегчает возможные расчеты, связанные с расчетомих массового количества. Учет количества нефти и нефтепродуктов в объемныхединицах вызывает некоторые неудобства, т. к. объем жидкости меняется сизменением температуры. Плотность имеетразмерность кг/м3. Поэтому, зная объем и плотность, при приеме,отпуске и учете нефти и нефтепродуктов можно выражать их количество в массовыхединицах, т. к. масса не зависит от температуры.

На практике часто имеют дело с относительной плотностьюнеф­ти и нефтепродукта, которая определяется отношением их массы при тем­пературеопределения к массе чистой воды при +4°С, взятой в том же объ­ема. Плотностьводы при +4°С имеет наибольшее значение и равна 1000 кг/м3.Относительную плотность принято определять при +20°С, что обозначается символом<span Times New Roman"; mso-hansi-font-family:«Times New Roman»;mso-char-type:symbol;mso-symbol-font-family: Symbol">r

от — Относительная плотность нефтей и нефтепро­дуктов при +20°С колеблется впределах от 0,7 до 1,07.

Удельным весом называется весединицы объема, т.е. сила притяже­ния к земле единицы объема вещества.

<span Times New Roman";mso-hansi-font-family: «Times New Roman»;mso-char-type:symbol;mso-symbol-font-family:Symbol">g

=<span Times New Roman";mso-hansi-font-family: «Times New Roman»;mso-char-type:symbol;mso-symbol-font-family:Symbol">rg                                           (1.4)

где — <span Times New Roman";mso-hansi-font-family:«Times New Roman»;mso-char-type:symbol; mso-symbol-font-family:Symbol">r

плотность вещества, кг/м; g— ускорение силы тяжести.

Существует также понятие относительного удельного веса,чис­ленная величина которого равна численной величине относительной плот­ности.Плотность и удельный вес нефти и нефтепродуктов зависят от тем­пературы. Для пересчета плотности при однойтемпературе на плот­ность при другой может служить следующая формула

<span Times New Roman";mso-hansi-font-family: «Times New Roman»;mso-char-type:symbol;mso-symbol-font-family:Symbol">r

i=<span Times New Roman";mso-hansi-font-family: «Times New Roman»;mso-ansi-language:EN-US;mso-char-type:symbol;mso-symbol-font-family: Symbol">r20-<span Times New Roman"; mso-hansi-font-family:«Times New Roman»;mso-ansi-language:EN-US;mso-char-type: symbol;mso-symbol-font-family:Symbol">x(t-20),                               (1.5)

где <span Times New Roman";mso-hansi-font-family:«Times New Roman»;mso-char-type:symbol; mso-symbol-font-family:Symbol">x

— поправка на изменение плотности при изменениитемперату­ры на 1°С; <span Times New Roman";mso-hansi-font-family:«Times New Roman»;mso-char-type:symbol; mso-symbol-font-family:Symbol">r20 — плотность нефти или нефтепродукта при t =+20°С.

Значения <span Times New Roman";mso-hansi-font-family:«Times New Roman»; mso-ansi-language:EN-US;mso-char-type:symbol;mso-symbol-font-family:Symbol">r

некоторых простых углеводородов приведены в табл. 1.3. (см. приложение 1)Плотность нефтей и нефтепродуктов для практических измерений считает­сяаддитивной величиной.

Плотностьнефтей и нефтепродуктов для практических измерений считается аддитивной величиной, т.е. средняя плотность несколькихнефтепродуктов или нефтей может быть вычислена по правилу смешения

<img src="/cache/referats/9381/image008.gif" v:shapes="_x0000_i1028">                               (1.6)

где (<span Times New Roman";mso-hansi-font-family:«Times New Roman»;mso-char-type:symbol; mso-symbol-font-family:Symbol">x

i— плотность i-гонефтепродукта объемом в общем объеме. На практике плотность нефтепродуктов,нефтей и их смесей опреде­ляют ареометрическим, пикнометрическим способом иливзвешиванием,

<img src="/cache/referats/9381/image010.gif" v:shapes="_x0000_i1029">

например, на весахВестфаля-Мора (см. рис. 1.2. приложение 2).

Плотность большинства нефтей (в том числе северныхместорождений Тюменской области (СРТО), (см. табл. 1.5. и 1.6), исследованных вТюмГНГУ, находится в пределах 825 — 900 кг/м3.

Недостаточное знание свойств нефти, например,попавшей в воду в результате утечки или залпового сброса, приводит ктактическим ошибкам при ликвидации нефтяного загрязнения. Нередко, отождеств­ляясвойства нефтяного пятна на поверхности воды со свойствами неф­ти, такое пятнопытаются 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 сборнефти с поверхности воды почти всегда осуществляется с помощью техническихсредств, необхо­димо учитывать наличие в нефтяном загрязнении фракций стемперату­рой вспышки паров менее 60°С, недопустимых с точки зрения пожарнойбезопасности, наличия пыли, а также наличия растворенного газа.

При попадании механических примесей, испарении,растворении в воде, окислении, эмульгировании, солнечной радиации изменяютсямасса и свойства нефти. Плотность нефти —важный фактор, который следует учитывать при очистке водных поверхностей.При плотности нефти, при­ближающейся к 900 кг/м3, возникает угрозаее осаждения на дно. Это же явление наблюдается и при уменьшении плотности водывследствие по­нижения ее температуры с 4 до 0°С. Однако нефть может всплыть напо­верхность даже через большой промежуток времени при повышении ее температурыи соответствующем изменении плотности. Плотность газона­сыщенных нефтейопределяют по эмпирическим формулам, предложен­ным специалистамиГипровостокнефти, В.М. Далецким и Л.Л. Кабищером, А.А. Коршаком и П.И.Тугуновым, В.И. Шиловым и др., в основу положены коэффициенты, учитывающиегазонасыщение. Для расчета от­носительной плотности испаряющейся нефти рядомавторов предлагается формулы, предполагающие линейное изменение плотности (<span Times New Roman";mso-hansi-font-family: «Times New Roman»;mso-char-type:symbol;mso-symbol-font-family:Symbol">s

<span Times New Roman";mso-hansi-font-family: «Times New Roman»;mso-char-type:symbol;mso-symbol-font-family:Symbol">£5% масс.).

Приведённые аТюмГНГУ экспериментальные исследования нефтей, показывают, что при одном и томже уровне потерь плотность нефти будет зависеть от скорости испарения и от долипотерь лёгкой фракции. Скорость испарения нефти определяется также (какустановлено выше) температурой tн,скоростью ветра <span Times New Roman"; mso-hansi-font-family:«Times New Roman»;mso-char-type:symbol;mso-symbol-font-family: Symbol">J

в,продолжительностью испарения <span Times New Roman";mso-hansi-font-family:«Times New Roman»;mso-char-type:symbol; mso-symbol-font-family:Symbol">t и высотой взлива hВ3

Многочисленные экспериментальные данные (более 400)по изменению плотности нефтей были обработаны методом наименьшего квадрата, и врезультате была получена эмпирическая зависимость

<img src="/cache/referats/9381/image012.gif" v:shapes="_x0000_i1030">                                                        (1.7)

где <span Times New Roman";mso-hansi-font-family:«Times New Roman»;mso-char-type:symbol; mso-symbol-font-family:Symbol">r

,<span Times New Roman";mso-hansi-font-family:«Times New Roman»;mso-char-type:symbol; mso-symbol-font-family:Symbol">rн – плотность нефти при величине потерь <span Times New Roman";mso-hansi-font-family: «Times New Roman»;mso-char-type:symbol;mso-symbol-font-family:Symbol">s иисходной нефти соответственно.

Теоретически молекулярная масса смеси аддитивноскладывается из молекулярных масс отдельных компонентов. Однако для этого необ­ходимознать молярные (объемные) концентрации всех компонентов, входящих в даннуюсмесь. Последнее, как уже указывалось выше, на практике не всегда возможно.Кроме того, как в стабильном, так и в деэтанизированном конденсате практическивсегда находятся углеводо­родные газы, которые «смазывают» законы, полученныедля чистых ве­ществ, существенно изменяя такие параметры, как давление насыщен­ныхпаров, вязкость и температуру начала кипения. Вероятно, этим можно объяснить разбросэкспериментальных значений и рассчитанных по формулам.

В ТюмГНГУ в результате анализа на ЭВМ, данныхпассивных и активных экспериментов (всего около 500) получены математическиемодели, позволяющие по известной плотности смеси определить моле­кулярную массугазового конденсата.

 Для ДК (<span Times New Roman";mso-hansi-font-family: «Times New Roman»;mso-char-type:symbol;mso-symbol-font-family:Symbol">r

<span Times New Roman";mso-hansi-font-family: «Times New Roman»;mso-char-type:symbol;mso-symbol-font-family:Symbol">£780кг/м3) математическая модель имеет вид

<span Times New Roman";mso-hansi-font-family:«Times New Roman»; mso-char-type:symbol;mso-symbol-font-family:Symbol">m

ДК=0,2432<span Times New Roman";mso-hansi-font-family: «Times New Roman»;mso-char-type:symbol;mso-symbol-font-family:Symbol">r20-65,                          (1.8)

Для СК (<span Times New Roman";mso-hansi-font-family:«Times New Roman»;mso-char-type:symbol; mso-symbol-font-family:Symbol">r

<span Times New Roman";mso-hansi-font-family:«Times New Roman»;mso-char-type:symbol; mso-symbol-font-family:Symbol">£740<span Times New Roman";mso-hansi-font-family:«Times New Roman»;mso-char-type:symbol; mso-symbol-font-family:Symbol">¸800 кг/м3)

         <span Times New Roman";mso-hansi-font-family: «Times New Roman»;mso-char-type:symbol;mso-symbol-font-family:Symbol">m

СК=0,786<span Times New Roman";mso-hansi-font-family: «Times New Roman»;mso-char-type:symbol;mso-symbol-font-family:Symbol">r20-474.63,                      (1.9)

Отклонения экспериментальных данных от расчётных поформулам (1.8<span Times New Roman"; mso-hansi-font-family:«Times New Roman»;mso-char-type:symbol;mso-symbol-font-family: Symbol">¸

1.9)можно проследить по графикам рис 1.3.Вязкость нефтей и нефтепродуктов.

Одной изнаиболее характерных особенностей жидкостей является способность изменять своюформу, под действием внешних сил. Это свой­ство жидкости объясняетсяскольжением ее молекул относительно друг друга. Одна и та же сила создает вразных жидкостях разные скорости пе­ремещения слоев, отстоящих один от другогона одинаковые расстояния. Однако способность молекул к скольжению не бесконечновелика, поэто­му Ньютон рассматривает вязкость как «недостаток скольжения».Обычно вязкостью или внутренним трением называют свойство жидкости сопро­тивляться взаимномуперемещению ее частиц, вызываемому действием приложенной к жидкости силы.

Явление внутреннего трения в жидкости с ее вязкостьюбыло связа­но Ньютоном известнойформулой

<img src="/cache/referats/9381/image014.gif" v:shapes="_x0000_i1031">                                            (1.10)

где <span Times New Roman";mso-hansi-font-family:«Times New Roman»;mso-char-type:symbol; mso-symbol-font-family:Symbol">t

— напряжение внутреннего трения; dv/dR — градиент скорости по радиусу трубы или относительноеизменение скорости по направлению, перпендикулярному к направлению течения,т.е. приращением скорости на единицу длины нормали; <span Times New Roman";mso-hansi-font-family: «Times New Roman»;mso-ansi-language:EN-US;mso-char-type:symbol;mso-symbol-font-family: Symbol">h — коэффициент (касательное усилие на единицу площади, приложенное к слоям жидкости,отстоящим друг от друга на расстоянии, равном единице длины, при единичнойразности скоростей между ними).

Внутреннеетрение, характеризуемое величиной <span Times New Roman";mso-hansi-font-family: «Times New Roman»;mso-char-type:symbol;mso-symbol-font-family:Symbol">h

,немецкий ученый М. Якоб в 1928 году предложил называть динамической вязкостью.В тех­нической литературе за <span Times New Roman";mso-hansi-font-family:«Times New Roman»; mso-ansi-language:EN-US;mso-char-type:symbol;mso-symbol-font-family:Symbol">hутвердилось наименование абсолютной вязкости, так как этавеличина выражается в абсолютных единицах. Однако в абсо­лютных единицах, можновыражать также и единицы кинематической и удельной вязкости. Термин«динамическая вязкость» соответствует физиче­скому смыслу <span Times New Roman";mso-hansi-font-family: «Times New Roman»;mso-char-type:symbol;mso-symbol-font-family:Symbol">h, так как согласно учению о вязкости <span Times New Roman";mso-hansi-font-family: «Times New Roman»;mso-char-type:symbol;mso-symbol-font-family:Symbol">hвходит в уравнение, связывающее силу внутреннего трения с изменением скоростина единицу расстояния, перпендикулярного к плоскости движущейся жидкости.

Впервые же динамическая вязкость была выведенаврачом Пуазейлем в <st1:metricconverter ProductID=«1842 г» w:st=«on»>1842 г</st1:metricconverter>. при изучениипроцессов циркуляции крови в кровеносных сосудах. Пуазейль применил для своихопытов очень узкие капилляры (диаметром 0,03-<st1:metricconverter ProductID=«0,14 мм» w:st=«on»>0,14 мм</st1:metricconverter>), т.е. он имел делос потоком жидкости, движение которого было прямолинейно послойным (ламинарным).Вместе с тем исследователи, работавшие до Пуазейля, изучали закономерностьистечения жидкости в более широких капиллярах, т.е. имели дело с возникающимтурбулентным (вихревым) истечением жидкости. Проведя серию опытов скапиллярами, соединенными с шарообразным резервуаром, через которые поддействием сжатого воздуха пропускался некоторый объем жидкости, определенныйотметками, сделанными сверху и снизу резервуара, Пуазейль пришел к сле­дующим выводам: 1) количество жидкости,вытекающее в единицу време­ни, пропорционально давлению при условии, что длинатрубки превышает некоторый минимум, возрастающий с увеличением радиуса. 2)количество жидкости, вытекающее в единицу времени, обратно пропорционально дли­нетрубки и прямо пропорционально четвертой степени радиуса. Формула Пуазейляв современной редакции выглядит следующим образом:

<img src="/cache/referats/9381/image016.gif" v:shapes="_x0000_i1032">

где <span Times New Roman";mso-hansi-font-family:«Times New Roman»;mso-char-type:symbol; mso-symbol-font-family:Symbol">h

— коэффициент внутреннего трения (динамическаявязкость); Р – давление, при котором происходило истечение жидкости; <span Times New Roman";mso-hansi-font-family: «Times New Roman»;mso-char-type:symbol;mso-symbol-font-family:Symbol">t — время истечения  жидкости в объёме V, L – длина капилляра; r – радиус капилляра.

Единицейдинамической вязкости является сила, необходимая для поддержания разностискоростей, равной 1 м/с, между двумя параллель­ными слоями жидкости площадью <st1:metricconverter ProductID=«1 м2» w:st=«on»>1 м2</st1:metricconverter> находящимисядруг от друга на расстояний 1м, т.е. единицей измерения динамической вязкости всистеме СИ является

Н <span Times New Roman";mso-hansi-font-family:«Times New Roman»; mso-char-type:symbol;mso-symbol-font-family:Symbol">×

с/м2или Па <span Times New Roman"; mso-hansi-font-family:«Times New Roman»;mso-char-type:symbol;mso-symbol-font-family: Symbol">×с.

Единица динамической вязкости, выраженная вфизической системе измерения СГС, в честь Пуазейля называется Пуазом, т.е. за единицу ди­намическойвязкости принимают сопротивление, которое оказывает жид­кость при относительномперемещении двух ее слоев площадью 1 см2,от­стоящих друг от друга на <st1:metricconverter ProductID=«1 см» w:st=«on»>1 см</st1:metricconverter>, под влиянием внешней силы в 1 дн при скорости перемещения в 1см 1с. Динамическую вязкость при температуре t обозначают <span Times New Roman";mso-hansi-font-family: «Times New Roman»;mso-char-type:symbol;mso-symbol-font-family:Symbol">h

t.

Приближенное совпадение численного значениядинамической вяз­кости воды при 20°С с 1 сантиПуазом(сП) дало повод Бингаму предло­жить построить систему единиц  — вязкости, в которой исходной единицейявляется динамическая вязкость воды при 20°С, принимаемая по Бингаму за 1 сП(точнее <span Times New Roman"; mso-hansi-font-family:«Times New Roman»;mso-char-type:symbol;mso-symbol-font-family: Symbol">h

20воды равна 1,0087 сП). Таким образом, для большинст­ва практических измерений сдостаточной точностью можно считать, что <span Times New Roman";mso-hansi-font-family:«Times New Roman»; mso-char-type:symbol;mso-symbol-font-family:Symbol">h20 водысоответствует 1 сП. Это представляет большое удобство в практи­ческойвискозиметрии, для которой большое значение имеют жидкости с постоянными физико- химическими константами, имеющие точно извест­ную вязкость при даннойтемпературе. Из числа относительных обозначе­ний наибольшим распространениемпользуется так называемая удельная вязкость, показывающая, во сколько раз динамическаявязкость, данной жидкости больше илименьше динамической вязкости воды при какой — то условно выбранной температуре.Таким образом, удельная вязкость пред­ставляет собой отвлеченное число.

Величина, обратная динамической вязкости, носитназвание текуче­сти и обозначается знаком T.

Жидкости, подчиняющиеся линейному закону теченияНьютона, на­зываются ньютоновскими,представляют индивидуальные вещества либо молекулярно — дисперсные смеси илирастворы, внутреннее трение (вяз­кость) которых при данных температуре идавлении является постоянным физическим свойством. Вязкость не зависит отусловий определения и скорости перемещения частиц (течения), если не создаетсяусловий для турбулентного движения.

Однако для коллоидных растворов внутреннее трениезначительно изменяется при различных условиях потока, в частности при изменениискорости течения. Аномальное внутреннее трение коллоидных систем принятоназывать структурной вязкостью. В этом случае частицами, ко­торыеперемещаются относительно друг друга в потоке, являются не моле­кулы, как внормальных жидкостях, а коллоидные мицеллы, способные дробиться идефо

еще рефераты
Еще работы по химии