Реферат: Физико-химические свойства нефтей Тюменского региона
СодержаниеВведение 1Классификациянефтей 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 hВ3Многочисленные 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