Вискограмма

Cтраница 3

Коэффициент крутизны вискограммы составляет 0 08 1 / К По формуле (3.30) критическая температура равна 338 8 К. Таким образом находим длины турбулентных / т и ламинарных / л участков для каждого момента времени. Полагая, что допустимый перепад давления между насосными станциями ( в данном примере по всей длине трубопровода) составляет 6 08 МПа, по графику определим время прогрева, при котором потери на трение не будут превышать максимально допустимую величину. За это время необходимо будет перекачать 78 750 м3 маловязкого нефтепродукта, что эквивалентно почти 8 объемам трубопровода. [31]

Реологические характеристики нефтесмесей. [32]

При низких ( чем температура пересечения вискозиграмм компонент) температурах увеличение содержания каламкасской нефти в смеси приводит к уменьшению ее вязкости ( в данном случае структурной вязкости), а при высоких температурах, когда нефтесмесь становится ньютоновской жидкостью, вязкость смеси увеличивается с ростом содержания каламкасской нефти. Как видно, вискограммы различных смесей пересекаются в пределах весьма узкого интервала температуры вблизи 45 5 С, что свидетельствует о близких значениях вязкости смесей различной концентрации вблизи этой температуры. [33]

Нефти пластов Бо, B g, А д Самотлорского, Bg - Варьеган ского, A-I - Советско-Соснинского месторождения. Эти нефти имеют несколько большую вязкость, а вискограмма их более круче, чем у нефтей первой группы. [34]

На рис. 2.2 приведен график зависимости вязкости от температуры. Прямая линия, соединяющая v, и ( и есть искомая вискограмма данного нефтепродукта. [35]

Дано обобщение вязкостно-температурных зависимостей нефтей Западной Сибири. Выявлено две температурные зоны, в пределах которых коэффипиент крутизны вискограммы сохраняет постоянное значение. Установлено, что границы этой зоны зависят от смолопарафино-вого фактора. [36]

Результаты исследований свидетельствуют о разнообразии структурно-механических свойств нефтей нового района. Так, нефти Самотлорского и Правдинского месторождений в пластовых условиях характеризуются малыми значениями вязкости и пологой вискограммой; при температуре выше 10 С они относится к ньютоновским жидкостям. [37]

Дальнейшее увеличение расхода приводит к уменьшению потерь на трение. Это явление объясняется тем, что, начиная с расхода Q, происходит заметное увеличение средней температуры Т нефти. Поскольку эти температуры соответствуют крутопадающей ветви вискограммы, то увеличение расхода сверх Q: приводит к значительному уменьшению средней вязкости нефти. В результате в формуле Лейбензона величина произведения Q2 m v p с увеличением расхода уменьшается. [38]

Дальнейшее увеличение расхода приводит к уменьшению потерь на трение. Это явление объясняется тем, что, начиная с расхода Сд, происходит заметное увеличение средней температуры Тс нефти. Поскольку эти температуры соответствуют крутопадающей ветви вискограммы, то увеличение расхода сверх Q, приводит к значительному уменьшению средней вязкости нефти. В результате в формуле Лейбензона величина произведения Q2 - m v p с увеличением расхода уменьшается. [39]

Пересчет вязкости с одной температуры на другую связан с некоторыми особенностями и на практике иногда сопровождается ошибками. В справочной литературе обычно приводятся сведения о вязкости нефтей при весьма ограниченных условиях и значениях температур. Нахождение коэффициента крутизны вискограммы позволяет определить вязкость только в интервале заданных температур. А вот интерполяция результатов вне заданных интервалов недопустима, особенно для высоковязких и парафинистых нефтей. [40]

Как видно из таблицы, коэффициенты крутизны вискограмм до и после второй эндотермических точек ( коэффициенты и, и Ua) сильно отличатся друг от друга даже в пределах одних и тех же групп. Это объясняется различным компонентным составом нефтей. На процесс кристаллизации парафина существенно влияет соотношение количественного содержания парафина и смол. Поэтому мэвду степенью отклонения коэффициента крутизны вискограммы при низких температурах ( до второй эндотермической точки) от этого же коэффициента при высоких температурах ( ва второй эндотермической точкой) и смолопарафиновни фактором должна существовать определенная функциональная зависимость. [41]

На рис. 2 представлены эти зависимости для нефтей пластов Eg Самотлорского и Мамонтовского месторождений, Вискограмма каждой нефти в указанных координатах представляется двумя прямыми с разными угловыми коэффициентами. С, для самотлорской - 10 С. По исследованиям институтаТилротшеннефтегаз [1] ступени кристаллизации соответствуют 45 С и 28 - 32 С для нефти Трехоаер-ного, 41 и 26 С - для нефти Западно-Сургутского месторождений, 22 и 9 С - для нефти Мегионского месторождения. Очевидно, после достижения указанных температур концентрация твердых парафинов реако возрастает. В соответствии о этим скачкообразно изменяется коэффициент крутизны вискограммы. [42]

Весьма актуальным является применение депрессорных присадок для высокопарафинистых нефтеи северных месторождений, так как магистральные трубопроводы в этом случае пересекают зоны вечномерзлых грунтов. Другие способы подготовки таких нефтеи к трубопроводному транспорту оказываются практически неприменимыми. Эксперименты показали, что при температурах 270 - 288 К смесь остается неньютоновской средой. Температура застывания усинской нефти при этом снижается с 278 до 254 К, что позволяет останавливать трубопровод без опасения его заморозить. По экспериментам на трубном стенде установили, что динамическая вязкость обработанной нефти достаточно хорошо описывается экспоненциальной зависимостью (3.23) при коэффициенте крутизны вискограммы и 0 0861 / К. [43]

Страницы: 1 2 3