Упругость - пар - нефть
Cтраница 2
К факторам, определяющим коррозию, относится также растворенный кислород, частота наполнения и опорожнения резервуара, температура, упругость паров нефти и тип крыши. Тэнди [3] отмечает, что растворимость воды является функцией температуры, а не природы нефти, в то время как растворимость кислорода изменяется обратно пропорционально температуре и прямо пропорционально плотности нефти. Тэнди изучал также осадки, накапливающиеся на поверхности резервуаров с конической крышей, в которых хранятся бензин и растворители. Он нашел, что в нижней части резервуара имеются каверны, содержащие гидрат закиси железа, прилипший к металлу под плотным слоем гидра-тированных ферро - и ферри-окислов. [16]
Поскольку в процессе проведения исследований изменять технологический режим работы установок по подготовке нефти не имелось возможности, температурные режимы и данные по упругости паров нефти не всегда совпадают. [17]
В отличие от сепараторов первой ступени основной задачей концевых сепараторов, включая горячие, является выделение из нефти остаточного газа и доведение упругости паров нефти до 500 мм рт. ст. в соответствии с требованиями ГОСТ 9965 - 75 к качеству товарной нефти. [18]
Основные магистральные насосы на головных или промежуточных станциях с резервуарами обычно работают синхронно с подпорными насосами, предназначенными для создания подпора на входе в насос, предотвращающего отрицательное влияние упругости паров нефти и нефтепродуктов. Подпорные насосы часто размещают в отдельном здании, называемом подпорной насосной. [19]
 |
Технологическая схема двухступенчатой сепарации газонефтяной смеси с. [20] |
Вместе с тем после применения этой технологии содержание суммы легких компонентов ( метана, этана, пропана, бутанов) в нефти также уменьшилось в 1 5 2 раза, вследствие чего снизилась упругость паров нефти. Естественно, что состав нефти и газа, выходящих из установки после рециркуляции, отличается от первоначального, так как при контакте циркулируемого газа с нефтью в нее переходят тяжелые компоненты. [21]
Упругость паров углеводородной смеси полностью подчиняется этому закону. Следовательно, упругость паров нефти при определенных условиях достаточно точно характеризует ее состав. [22]
Для легких нефтей влияние температуры на величину давления насыщения обычно сказывается сильнее, чем для тяжелых. Увеличение давления насыщения объясняется увеличением упругости паров нефти с ростом температуры. [23]
Определение упругости паров нефтяных фракций теоретическим путем сопряжено с трудностями, происходящими из-за неполноты данных о составе и процентном содержании углеводородов. Поэтому, на практике, для определения упругости паров нефти пользуются экспериментальными и эмпирическими данными, которые дают значения упругости паров, приближающиеся к истинным. Из наиболее распространенных эмпирических формул можно указать на формулы Атвор т а и Вильсона. [24]
Определение упругости паров нефтяных фракций теоретическим путем сопряжено с трудностями, происходящими из-за неполноты данных о составе и процентном содержании углеводородов. Поэтому, на практике, для определения упругости паров нефти пользуются экспериментальными и эмпирическими данными, которые дают значение упругости паров, приближающиеся к истинным. Из наиболее распространенных эмпирических формул можно указать на формулы Ашворта и Вильсона. [25]
Если поднять температуру до 130 - 140, упругость паров нефти достигает 0 8 - 1 0 МПа, в то время как вертикальные дегидраторы рассчитаны на давление не выше 0 6 МПа. В промысловых дегидраторах поддерживается давление 3 - 5 ат, в заводских - 10 - 18 ат. [26]
Как известно из теории кипения [38, 39], зарождение газовой фазы в жидкости связано с преодолением некоторого активационного барьера, обусловленного действием сил поверхностного натяжения. Энергетическое обоснование пузырькового парообразования в перегретой жидкости происходит за счет разности упругости паров нефти и давлений в системе. Поскольку в начальной стадии разгазирования нефти вышеуказанная разность давлений максимальна, а по мере приближения к состоянию равновесия ее значение стремится к нулю, имеет место активное кипение нефти сразу после изменения ее термодинамического состояния и существенного снижения интенсивности кипения или полного его прекращения на конечной стадии процесса сепарации нефти. Таким образом, наступает метастабильное состояние нефти, которое может сохраняться, по некоторым данным, в течение нескольких часов, обусловливая при этом значительное газосодержание нефти, выходящей из концевого сепаратора. [27]
Повышение температуры в случае откачки таких нефтей сопровождается резким падением коэфициента наполнения. Для всех нефтей резкое падение когфицкента наполнения насоса наблюдается при условии равенства давления погружения и упругости паров нефти. Уже небольшое повышение упругости паров при зтом вызывает срыв работы насоса и заполнение его газом. Наблюдающееся затем возобновление подачи насоса обычно очень кратковременно и имеет место лишь при очень низких козфициентах наполнения. [28]
В течение второй и третьей стадий нефть вытекает через отверстие под действием собственного веса. При этом в наивысших точках трубопровода последовательно, один за другим, происходят разрывы сплошности потока и образования в этих местах полостей, заполненных насыщенными парами нефти, в которых давление равно упругости паров нефти. Процесс истечения заканчивается либо тогда, когда авария ликвидируется ( восстанавливается герметичность нефтепровода), либо тогда, когда нефть прекращает вытекать из отверстия сама. Последнее происходит когда давление внутри трубы в месте аварии снижается до атмосферного. [29]
Вместе с тем, после применения этой технологии в нефти уменьшилось содержание суммы легких компонентов ( метана, этана, пропана, бутанов) в 1 5 - 2 раза, вследствие чего снизилась упругость паров нефти. Составы нефти и газа, выходящие из установки после рециркуляции, отличались от первоначальных, так как при контакте циркулируемого газа с нефтью в нее переходят тяжелые компоненты газа. Однако при снижении уровня добычи на реальных объектах число сепараторов увеличивать не требуется. Введение в технологию сепарации процесса рециркуляции обеспечивает многократный возврат газа второй ступени в начало системы, увеличивает время контакта газовой и жидкой фаз, что является основным фактором более четкого перераспределения компонентов в разгазиро-ванной нефти и отбираемом газе. [30]
Страницы: 1 2 3