Добавлен: 11.01.2024
Просмотров: 586
Скачиваний: 2
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
Gв – вес 1 м3 воздуха при Р = 1 атм и Т = 15°С = 1,22 кг.
Вес газа составляет: Gг = 120 • 0,85 • 0,9 • 1,22 = 112 кг ([м3/т] • т/м3]•[кг]).
Рис. 4.11. Изменение кажущейся плотности газа в жидкой фазе для нефтей с различными плотностями
Объём газа в жидкой фазе оценивается:
V = Gг/г.к = 112 кг / 440 кг/м3 = 0,254 м3
Общий объём насыщенной нефти газом при атмосферном давлении соответственно равен:
Vнг = 1 + 0,254 = 1,254 м3
Вес насыщенной нефти газом определяется:
Gнг = 850 кг + 112 кг = 962 кг
Плотность насыщенной нефти газом рассчитывается по уравнению:
нг = Gнг/Vнг = 962/1,254 = 767 (кг/м3).
Для оценки величины плотности нефти в пластовых условиях необходимо учесть еще две поправки: на изменение плотности за счет сжатия под давлением (р) и на изменение плотности за счет расширения под влиянием температуры (t).
Поправку на сжимаемость нефти (р) находим используя зависимости рисунка 3.12, для 150 атм р составляет 22 кг/м3.
Рис. 4.12. Изменение плотности нефти в зависимости от пластового давления
Поправку на расширение нефти за счет увеличения температуры (t) находим, используя зависимости рисунка 4.13 (цифры на зависимостях обозначают плотность нефти в кг/ м3 при 15,5оС):
: t = 860–850 = 10 кг/м3.
Таким образом, плотность нефти с учетом пластовых Р и T и насыщения ее газом составит:
'нг = нг + нг + t = 767 + 10 – 22 = 755 (кг/м3).
Коэффициент изменения объёма нефти, насыщенной газом для пластовых условий будет равен:
b = Vпл/Vдег, b = дег/п = 850/755 = 1,126.
Рис. 4. 13. Изменение плотности нефтей в зависимости от температуры
То есть, каждый м3 нефти (н.у.) занимает в пластовых условиях объём 1,126 м3. Усадка нефти составляет:
U = (1,126 – 1)/1,126 = 0,11 или 11 %.
4.8. Тепловые свойства нефтей
Повышение температуры снижает вязкость нефти, увеличивает её текучесть. Количество энергии, которое необходимо затратить для нагревания аномольновязких или высокопарафинистых нефтей, зависит от их теплоёмкости.
Под теплоёмкостью понимается количество теплоты
, которое необходимо передать единице массы этого вещества, чтобы повысить его температуру на 1 Цельсия или Кельвина. Для большинства нефтей величина теплоёмкости (с) лежит в пределах: 1500-2500 Дж/(кг·К) ≈ 350-600 кал/(кг·К). Теплоемкость пресной воды = 4190 Дж/(кг·К)
Для повышения температуры нефти объёма (V), c плотность. (ρ) от температуры (Т1) до значения (Т2) необходимо затратить количество (Q) энергии, равное:
Q =ρ · c · (Т2 - Т1) · V. (4.17)
Однако величина теплоёмкости зависит от температуры, поэтому каждое её значение необходимо относит к определенной температуре или к интервалу температур.
Теплопроводность нефтей определяет перенос энергии от более нагретых участков неподвижной нефти к более холодным. Коэффициент теплопроводности () описывается законом теплопроводности Фурье и характеризует количество теплоты (dQ), переносимой в веществе через единицу площади (S) в единицу времени (t) при градиенте температуры (dT/dx), равном единице:
. (4.18)Коэффициент теплопроводности () для нефтей находится в интервале 0,1-0,2 Вт/(м·К).
Теплота сгорания характеризует количество тепла, выделившегося при сгорании 1 кг жидкости. Различают высшую (Qв) и низшую (Qн) теплоту сгорания. Высшая теплота сгорания – это количество тепла, выделившегося при сгорании 1 кг жидкости при наличии в ней влаги. Низшая теплота сгорания – это количество тепла, выделившегося при сгорании 1 кг жидкости за вычетом тепла направленного на испарения воды и влаги. С увеличением молекулярной массы газообразного углеводорода, влажности, молекулярной массы фракций теплота сгорания растет.
4.9. Электрические свойства нефтей
Нефть – диэлектрик. Диэлектрическая проницаемость (ε) показывает, во сколько раз взаимодействие между электрическими зарядами в данном веществе меньше, чем в вакууме, при прочих равных условиях. Теоретически считается, что если у вещества ε < 2,5, то вещество считается диэлектрик. Величины диэлектрической проницаемости изменяются в следующих диапазонах: для воздуха → 1 – 1,0006; для нефти → 1,86 – 2,38; для нефтяного газа → 1,001 – 1,015; для смол и асфальтенов → 2,7 – 2,8; для воды → 80 – 80,1.
С увеличением минерализации диэлектрическая проницаемость будет падать. Например, для растворов NaCl в воде при концентрации NaCl равной 5,6 % диэлектрическая проницаемость воды равна – 69,1, а при концентрации NaCl равной 10,7 % диэлектрическая проницаемость уменьшится до 59.
Электрические свойства зависят от содержания асфальто-смолистых веществ в нефти и с увеличением их содержания можно говорить и об электрической проводимости нефти. Величина удельной электропроводности (γ, ом·м-1) нефтей изменяется в диапазоне → 0,5 · 10-7–0,5 · 10-6; газоконденсатов и светлых нефтепродуктов → 10-10 – 10-16 [ом· м]-1.
4.10. Молекулярная масса
Молеккулярная масса - важнейшая характеристика нефти. Этот показательдает среднее значение веществ, входящих в состав той или иной фракций нефти и позволяет сделать заключение о составе нефтепродуктов. Он широко применяется для расчетов аппаратов подготовки и переработки нефтей. Молекулярная масса связана с температурой кипения продуктов и используется для определения молекулярной рефракции, парахора (эмпирическая зависимость, позволяющая охарактеризовать химический состав нефтяных фракций) и др.
Молекулярная масса узких — пятидесятиградусных — фракций различных нефтей с одинаковыми пределами перегонки имеет достаточно близкие значения. Определение молекулярной массы нефтепродуктов, как и индивидуальных веществ, проводят различными методами, что объясняется разнообразием свойств этих продуктов. Очень часто способ, пригодный для определения молекулярной массы одних продуктов, совершенно непригоден для других. В аналитической практике применяют криоскопический, эбуллиоскопический и реже осмометрический методы. Кроме того, существуют приближенные расчетные методы.
Наиболее распространенной эмпирической формулой для определения молекулярной массы нефтепродуктов является зависимость Воинова:
Мср = а + btср + ct2ср, (4.19)
где а, b, с — постоянные, различные для каждого класса углеводородов;
tср — средняя температура кипения нефтепродуктов, определяемая посоответствующим таблицам или номограммам.
Для алканов формула Воинова имеет вид:
Мср = 60 + 0,3 · tср, + 0,001·t2ср. (4.20)
для циклоалканов:
Мср = (7·К - 21,5) + (0,76 - 0,04·K) ·tср + (0,0003·K - 0,00245)· t2ср, (4.21)
где К — характеристический фактор, который колеблется в пределах 10,0— 12,5 (по данным Гурвича И.Л.).
Молекулярная масса связана с температурей кипения и по
казателем преломления:
lg М = 1,939436 + 0,0019764·tкип + lg (2,1500 – n22D), (4.22)
где tкип — средняя температура кипения фракции.
Расчет по этому уравнению дает довольно точные результаты. Для фракций с молекулярной массой 70—300 (керосин — легкие смазочные масла) можно использовать корреляцию: М —tкип. —ρ204. Для более узких тяжелых, фракций (240— 590) можно пользоваться зависимостью: М — n22D — tпл. Для нахождения молекулярной массы этими методами имеются номограммы.
4.11. Температура кристаллизации, помутнения, застывания
Образование пространственной структуры или просто выпадение в осадок отдельных компонентов при охлаждении нефтей и нефтепродуктов (например, кристаллизация парафинов в дизельных топливах и смазочных маслах) крайне нежелательно. Это явление создает серьезные трудности при эксплуатации горюче-смазочных материалов в условиях низких температур, вызывая образование пробок в трубопроводах, забивание фильтров, что приводит к отказам в работе двигателей.
Характер кристаллизации парафинов (церезинов) при охлаждении топлив и масел зависит от скорости зарождения кристаллизационных центров и скорости роста кристаллов. Чем ниже температура, тем выше скорость зарождения центров кристаллизации, но меньше скорость роста кристаллов. Поэтому обычно при относительно высоких температурах образуется небольшое число крупных кристаллов, а при низких температурах — много мелких. Кроме того, на кристаллизацию оказывают влияние свойства кристаллизующихся компонентов (температура и теплота плавления) и среды (вязкость); их растворимость в данной нефтяной фракции; наличие в составе нефтепродукта поверхностно-активных веществ и различных примесей; скорость охлаждения нефтепродукта, степень перемешивания и разность между температурой нефтепродукта и температурой насыщения.
Температура кристаллизации углеводородов, как