Стабилен газов кондензат, транспортираните течност свойства - средства за съхранение и

Стабилно газ кондензат

течност въглеводород, състояща се от С5 + тежки въглеводороди. където разтворът е не повече от 2-3% от теглото. пропан-бутан фракция. Определете две групи (I и II) стабилен кондензат зависимост от съдържанието на примеси - вода, твърди вещества, хлоридни соли [3].

В съответствие със стандартната ТРО 51.65 - 80 стабилен кондензат определя като смес от въглеводороди, нафтен и ароматен серия, която отговаря на изискванията за редица физико-химични параметри. Основният параметър - наситен парното налягане - когато плюс 38є C трябва да бъде 66 650 Ра (500 mm Hg ..). Така, еластичност стабилен кондензат пара трябва да бъде такава, че при нормални атмосферни налягания за да позволи съхранение в течно състояние при температура плюс 60є В.

съдържание на метанол не е стандартизирана, въпреки че в някои случаи тази цифра може живот е много важно: тя се определя и стандартизирани със съгласието на потребителя. Същото важи и за съдържанието в стабилна кондензат обща сяра и сероводород в [3].

Свойствата на транспортирания флуид

Петролните свойства, характеризиращи възможността за транспортиране по тръбопроводи или танкер транспорт в резервоари зависят от неговия състав. Маслени Информацията определя количествено съотношение между парафинови, нафтенови, ароматни въглеводороди и други компоненти. Тези свойства трябва да се разглеждат на всички етапи на масло (и масло):

· След опис на счетоводните операции;

· По време на прехвърляне или транзит;

· По време на обработка и използване като гориво.

Плътност. Плътността обикновено варира от 650 до 920 кг / м 3 се използва като понятието за относителна плътност, която се определя от съотношението на плътността на течни въглеводороди до плътност вода, когато 20є S. Точното определяне на плътността на течности е от голямо търговско значение, тъй като обемът на резервоари, използвани са добре известни, и това дава възможност за по-точно определяне на теглото на търговски продукт се изпомпва. [3]

Обща Плътност на течни въглеводороди - те намаляват с увеличаване на температурата (= 1 петрол барел 42 галона = 0.158988 m 3 = 159 л).

От графиката по-долу следва (вж. Фиг. 2), които за разглеждания масло с повишаване на температурата до 100 ° С. Целзий тяхната плътност намалява на 120-150 кг / м 3 т.е. от 15-18%.

Фиг. 2. парцел на плътността на температурата на маслото.

обемно съотношение на компресия - стойност характеризиращи относителна промяна на обема на течността, когато налягането на устройството. Характерни стойности на този коефициент на нефт и кондензат са в диапазона от (5-15) 0.10 - 4 1 / МРа, т.е. Тези продукти имат ниска свиваемост.

Такива големи стойности на съотношението обемно свиване на нефт и течни въглеводороди са отговорни за силните хидравлични удари в тръбопровода, произтичащи от наличието на не-стационарност по време на движение на транспортирания продукт.

Обща модел - съотношение обемен компресия намалява с увеличаване на плътността на течността [3].

Коефициентът на обемно разширение - количество характеризиращи относителна промяна на течен обем, когато температурата се променя в 1є В.

Особено висок коефициент на обемно разширение между течни въглеводороди проявяват LPG на. Със същото увеличение на пропан (бутан) се разширява в температура на 16.1 (11.2) пъти по-голяма от вода, и 3.2 (2.2) пъти по-голяма от петролев като керосин.

Чрез увеличаване на температурата пропан-бутан, се разширява, създавайки опасни напрежения в метала, който може да доведе до разрушаване на резервоара. Това трябва да се има предвид, когато попълване на последния, запазвайки изисква за безопасна работа на обема на парната фаза, т.е. необходимо да се осигури пара "възглавница". За резервоари, където се съхранява продукт дизайн покачване на температурата се не повече от 40 ° С, скоростта на пълнене се приема равна на 0.85, при по-висока температура дизайн разлика - степента на пълнене се получи дори по-малко.

По-голямата част на работната течност в основните тръбопроводи, пренасящи въглеводороди при условия вижте т. Н. Нютонови течности, основната характеристика е способността да се движи дори когато приложението им на минимално напрежение на срязване.

Осигуряване на изпомпване на течен въглеводород смес в един състояние фаза и запазване на нейните "Нютоновите" свойства се осигурява не само минимални загуби на енергия за транспортирането, но изпомпване стабилни условия.

За тази цел, по време на транспортирането на течни въглеводородни смеси поддържа термобарични необходимите параметри се и течната смес, ако е необходимо, подходящо обработен, за да се постигне необходимото им за тръбопровод транспортни свойства [3].

Вискозитет. Вискозитетът на транспортирания продукт зависи от избора на изпомпване технология, консумацията на енергия за транспортиране на течни въглеводороди и др. Особеност на вискозитета като физично свойство на флуида е много широк спектър от неговите стойности за различни въглеводород течни системи, както и силната зависимост от температурата на транспорт. Общата собственост на вискозитета на течности - намалява с повишаване на температурата.

В международната система единици SI динамичен (молекулно, срязване) вискозитет се измерва в поаза (сантипоаза, CPS) или тРа. с: вискозитета течни въглеводороди варира в широк диапазон - от 0.5 до 250 тРа. а.

Излива точка - е, че температурата, над която масло (нефт) ин витро не променя нивото, когато наклонените тръби 45є за 1 мин. Лятно масло от течност към твърдо вещество настъпва постепенно в температурен обхват. От гледна точка на физикохимична механика масло се диспергира системи изсипва температура на маслото се определя като преходът от свободна диспергира зол в свързания-диспергира състояние (гел).

Температурата на маслото (течен въглеводороден продукт), се изпомпва от подводен тръбопровод зависи (с изключение на температурата на входа на тръбата) е в зависимост от температурата на долния воден слой в случая, когато тръбопроводът се поставя върху морското дъно без проникване или от температурата на почвата в случая, когато тръбопровода Той се намира в един подводен изкоп.

Температура на флуида определя размера на вискозитет и неговите други реологични характеристики и по този начин влияе помпен режим; той определя възможността за втвърдяване на масло (течен въглеводороден продукт) при температурата достигне температурата на втвърдяване.

Тъй като обикновено се транспортира температурата на продукта се понижава, когато тя се движи през тръбопровод, може да доведе до значително повишаване на вискозитета и коефициента на хидравлично съпротивление и следователно до увеличаване на хидравлични загуби от триене, докато температурата на продукта се понижава. Понякога, това може да доведе до пълно спиране тръбопровод [3].

Ако се транспортира петрол се отнася до парафинова или vysokoparafinistyh (не-Нютоновата за транспортни условия) медии, тези промени натоварване усложняват операция тръбопровод, по-специално в случай на офшорни и офшорни тръбопроводи. Транспорт на продуктите с лошо изпълнение води до образуването и натрупването на застой зони парафин (понякога дори при използването на парафинови инхибитори) с постепенно увеличаване на капка линия налягане.

Основната причина за образуването на парафинови депозити е коефициентът на температура - намаляване му по време на транспорт и разпределение на восък депозити в тръбопровод се определя от характеристиките на топлинната режим.

На neprotyazhonnyh морски тръбопроводи, често събрани, понякога използва технология, базирана на използването на свързан отопление на продукта, което се дължи на стените на топлинна тръба.