температура потери текучести нефти. Что такое текучесть нефти


Мазуты текучесть - Справочник химика 21

    Приближаясь при охлаждении к температуре застывания, смолы и мазуты теряют свою текучесть и приобретают особые вязкие свойства ( структурная вязкость ), препятствующие их сливанию, транспортированию в трубах и распыливанию в форсунках. В некоторых мазутах и особенно смолах выделяются твердые частицы в виде зерен и комков, в дальнейшем трудно расплавляемых. Образование нежелательных отложений в трубах, арматуре и полную закупорку их можно предотвратить поддержанием постоянной температуры, обеспечивающей текучесть, а также постоянной циркуляцией топлива. [c.21]     Требования к вязкости, а следовательно, и к температуре мазута понижаются. Вместо необходимой для других форсунок (особенно механических) вязкости не выше 6—8° ВУ, что требует подогрева высоковязких мазутов до 95—100° С и выше, при работе с ротационными форсунками достаточно ВУ 14° и, следовательно, можно ограничиться подогревом мазутов до 60— 80° С, т. е. подогревом до температуры, обеспечивающей жидко-текучесть топлива. [c.214]

    Для высоковязких мазутов, не обладающих при 50° С достаточной текучестью, вязкость определяется при более высокой температуре, составляющей 60, 80 или 100° С. [c.14]

    Присадки к мазутам. Присадки добавляют для повышения полноты сгорания мазутов, уменьшения коксовых отложений на поверхности нагрева и снижения образования триоксида серы. Присадки способствуют снижению интенсивности низкотемпературной (сернокислотной)и высокотемпературной (ванадиевой) коррозии. Для улучшения текучести котельных топлив при низких температурах в них вводят высокомолекулярные депрессоры. [c.375]

    Для обеспечения достаточной текучести по трубопроводам и улучшения распыления мазут перед форсункой должен иметь вязкость [c.192]

    Текучесть определяется при 0° С в U-образной трубке, соединенной с вакуумным насосом. Считается, что мазут выдержал испытание и сохранил подвижность в эксплуатации при 0° С, если при всасывании в течение 30. чин при давлении, не превышающем 0,2 ат, наблюдается небольшое движение мазута в трубке.  [c.218]

    Мазуты, полученные при переработке сернистых нефтей, содержат значительное количество парафинов и смолисто-асфальтовых веществ (табл. 131), вследствие чего при понижении температуры они не только увеличивают вязкость, но и теряют свою подвижность (текучесть) обычно при температурах, более высоких, чем температура застывания, определяемая стандартным способом. В этом случае их вязкость изменяется от загустевания и от застывания. [c.441]

    Воздух можно нагревать до любой температуры, так как его свойства при этом не изменяются. Топливо при нагревании, как мы видели, подвергается сухой перегонке, из него выделяются продукты разложения, и поэтому его можно нагревать не выше определенных температур. Например, мазут подогревают до 90— 130° С с целью придания ему текучести, а твердое топливо вообще не подогревают, за исключением тех случаев, когда необходимо разморозить (при доставке смерзшихся кусков топлива). Подогревать можно газообразное топливо, но при известных температурах имеет место крекинг углеводородов с выделением дисперсного углерода (сажи). [c.151]

    Для обеспечения полного сгорания мазута предусмотрен ввод в циклонную топку дополнительного воздуха. Топка снаружи заключена в охлаждаемую водой рубашку, а изнутри ошипована металлическими стержнями в результате на стенках образуется естественная изоляция — гарнисаж — непосредственно из продукта реакции — сульфата натрия, что надежно предохраняет топку от прогорания. Из циклонной печи расплавленный сульфат стекает в копильник 6, в котором в случае необходимости завершения реакции, а также поддержания требуемой текучести (вязкости) расплавленного продукта может быть зажжена дополнительная мазутная форсунка (на схеме не показана). Из копильника расплавленный сульфат, полностью очищенный от органических загрязнений, вытекает через летку на охладитель плава 11, откуда скребковым транспортером 12 охлажденный плав подается на склад или в тару. [c.69]

    Жидкое топливо к хранилищам, как правило, доставляется в железнодорожных цистернах и танкерах. Высоковязкий парафинистый мазут застывает, поэтому для снижения вязкости и придания ему текучести его подогревают в цистернах. Подогретый мазут подают в резервуары по специальным обогреваемым паром лоткам и трубопроводам. [c.99]

    Вязкость и изменение ее при изменении температуры зависят от многих факторов качества сырья, метода получения, глубины отбора, содержания парафина и смолистых веществ и т. д. Вязкость и текучесть мазутов, как и смазочных масел, могут изменяться либо от загустевания, либо от застывания. Явления эти различны. При загустевании мы имеем дело с прямым повышением вязкости некристаллизующихся углеводородов топлива. С понижением температуры вязкость продукта увеличивается тем сильнее, чем выше температурный коэффициент вязкости основной части углеводородов, входящих в состав топлива. Застывание же топлива является результатом кристаллизации содержащихся в нем высокоплавких, главным образом парафиновых углеводородов, создающих кристаллический каркас (структуру), прекращающий или затрудняющий перемещение жидкой фазы. В эксплуатационной практике второе явление опаснее первого. [c.288]

    Опыты по измерению текучести мазутов показали, что вязкость крекинг-мазута при понижении температуры увеличивается сильнее, чем парафинистого мазута. В то же время высоковязкие крекинг-мазуты в отличие от парафинистых мазутов не теряют своей подвижности даже при температурах застывания, измеряемых обычным стандартным методом. [c.288]

    Качество котельных топлив за рубежом в основном оценивают теми же показателями, что в СССР (плотность, вязкость, температура вспышки и застывания, содержание воды, серы, зольность и др.). Отличаются только методы определения некоторых констант. Отдельные ведомственные и фирменные спецификации предъявляют к качеству мазутов дополнительные требования (текучесть, взры-ваемость, термическая стабильность, содержание ванадия и натрия). [c.122]

    Чтобы придать высоковязким топливам текучесть, их подогревают. Нормальный подогрев улучшает условия работы транспорта и форсунок, а перегрев может сопровождаться образованием пара, вспениванием, пульсацией факела форсунок. Опыт показывает, что подогрев до условной вязкости 6—8°ВУ можно считать нормальным. Для мазута такая вязкость соответствует температуре 90-95° С. [c.10]

    Как известно, мазут имеет высокую температуру застывания и вследствие этого является высоковязким и малоподвижным нефтепродуктом. Поэтому транспортирование его по трубам, фильтрование и отстаивание возможны, как правило, при обеспечении необходимой текучести. [c.85]

    При умеренном подогреве мазута (до 100—120°С), осуществляемом для обеспечения его текучести в расходных баках, хранилищах, фильтрах, мазутопроводах, применяют пар или горячую воду. [c.99]

    Снизу через сетку в камеру подается сушильный агент — газ, образующийся при сжигании керосина, мазута или природного газа. При определенной скорости газа слой тве-дых частиц продукта в камере приобретает текучесть, частицы с большой скоростью движутся в потоке газа, образуя так называемый сипящий слой, по виду напоминающий кипящую жидкость. [c.130]

    Мазут имеет низкую вязкость и весьма мало содержит серы температура текучести его значительно повышается. [c.154]

    Способ Гольде, видоизмененпы на совещании представителей Теплотехнического шститута и НКПС, аналогичен бакинскому, о той лишь разницей, что пробирка с продуктом не прямо опускается в холодильную смесь, а укрепляется в другой, более широкой пробирке, служащей муфтой (диаметр этой пробирки 40 мм). Сперва про-д.укт нагревается в термостате Ь 2 часа до 50, затем переносится (все в пробирке) в другой термостат, с температурой 20° для слабо и беснарафинового мазута и 30° для парафинового. При этой температуре продукт выдерживается 30 минут. Определение текучести производится так же, как и по бакинскому способу, но через каждые 2° падения температуры. [c.236]

    Собственно для оценки топлива интереснее величина обратная вязкости, т. е. текучесть. Интересно, что согласно опытам американского адмиралтейства существует некоторая критическая вязкость, при которой все мазуты, независимо от их происхождения горят с одинаково высоким коэфициентом полезного действия. Эта критическая вязкость топлива лежит, естественно, для разных видов при разных температурах, однако, вполне характерных и постоянных для данного топлива. Если критическая вязкость получается только при высоких температурах, близких к таковым разложения й коюсо-образования, мазут, очевидно, не может быть применяем в качестве хорошего топлива, для которого критическая температура, вернее температура критической вязкости, лежит выше температуры вспьппки. Обыкновенно температура критической вязкости есть та, при которой вязкость равна приблизительно 8° Э (для йефти из [c.351]

    Наряду с вязкостью температура застывания определяет прока-чиваемость жидкого топлива. Опыты по перекачке мазута при разных давлениях и температурах показали, что высоковязкие крекинг-мазуты, не содержащие парафинов, движутся при любых температурах и давлениях, но с разной скоростью. Парафинкстые мазуты при некоторых температурах и давлениях остаются неподвижными и лишь при давлениях, разрушающих их структуры, приобретают текучесть. Одна- [c.113]

    Текучесть. Для установления ориентировочной температуры, при которой мазут сохраняет подвижность и может перекачиваться по мазуто-проводам, введены испытания на текучесть по методу, предложенному Аравийско-Американской нефтяной компанией и включенному в спецификацию морского ведомства США MIL-F-859D. [c.218]

    Имеется ряд стандартных методов непосредственной оценки прокачиваемости, которые моделируют основные условия применения топлив. К американскому методу относится метод оценки прокачиваемости промышленных и котельных топлив и определения максимальной температуры текучести остаточных мазутов и дизельных топлив (ASTM D 3245) к английским — метод IP 230, соответствующий ASTM D 3245 и определения точки фильтрации при охлаждении дизельных топлив (IP 309). [c.70]

    Принадлежность мазутов к тому или иному сорту установлена ГОСТ по вязкости ВУ50. Таким образом, мазут 40 имеет условную вязкость (ВУ) 40 при 50° С. Для высоковязких мазутов и смол, не обладающих при 50"" С достаточной текучестью, вязкость определяется при более высокой температуре, составляк)щей 75, 80 или 100° С. [c.17]

    Вязкость характеризует степень текучести жидк010 топлива. Она измеряется специальным прибором — вискозиметром. Сравнивают время истечения из отверстия вискозиметра 200 см мазута, нагретого до 50° С, с временем истечения такого же количества воды при 20° С. Если на истечение мазута затрачивается времени, предположим, в 40 раз больше, чем на истечение воды, то говорят, что вязкость мазута при температуре 50°С равна 40 градусам условной вязкости (сокращенно указывают 40° ВУ50). [c.14]

    Для достижения хорошей текучести, необходимой при сливе, транспортировке по трубам и распылении в форсунках, мазут необходимо подогревать. Необходимая температура подогрева для нормальной работы форсунок и топливных насосов определяется по номограмме рис. 1-2. Однако следует иметь в виду, что чрезмерный нагрев мазута может вызвать интенсивное парообразова- [c.14]

    Приближаясь при охлаждении к температуре застывания, мазуты теряют свою текучесть и приобретают особые вязкие свойства, препятствующие их сливанию, транспортированию в трубах и рас-иыливанию в форсунках. Во избежание образования нежелательных отложений в трубах и арматуре и полную закупорку их необходимо поддерживать постоянную температуру, обеспечивающую [c.15]

    М. м. приготовляют гл. обр. на основе нефтяных фракций. Последние по способу произ-ва подразделяют на дистил-лятные (получают вакуумной перегонкой нефти) и остаточные (производят очисткой гудронов, образующихся при перегонке мазутов). Масла требуемой вязкости вырабатывают, как правило, компаундированием дистиллятных и остаточных компонентов. Нефтяные М. м.-жидкие смеси изопарафиновых, нафтеновых, ароматич. и нафтеноароматич. углеводородов (мол. м. 300-600). Все большее применение находят синтетические М. м., к-рые в отличие от нефтяных выдерживают без заметного разложения и испарения высокие рабочие т-ры (до 700 °С и выше) и сохраняют подвижность (без потери текучести) при низких т-рах (до [c.143]

    Ввод жидкого горючего. Тяжелое топливо, обычно нрименяел100 для ото-иитепъпых целей (мазут 2 по французской классификации), должно быть предварительно подогрето примерно до 80° для обеспечения легкой текучести. Разумеется, и более легкие топлива вполне пригодны для данного, процесса. [c.501]

    Из этих данных следует, что мазуты сернистых нефтей не обладают особенно повышенной из ряда вон выходяшей собственно смолистостью, однако в них очень высокое содержание аофальтенов и парафинов. Первое обстоятельство обычно сопутствует высокому содержанию ванадия, а второе спосо>бствует нежелательному понижению текучести мазута. [c.104]

    Мазуты характеризуются высоким содержанием углерода и водорода, малым содержанием балласта и высокой теплотой сгорания. Так, теплота сгорания мазутов колеблется в пределах 38—41 Мдж кг. Одним из важнейших показателей качества мазута является вязкость, характеризующая текучесть жидкого топлива. В зависимости от исходной вязкости мазут подогревается для обеспечения нормального слива, транснортирования по трубопроводам и распыливания мазута. С увеличением вязкости затрудняется перекачка по трубам, ухудшается процесс распыливания и уменьшается полнота сгорания топлива. Для получения хорошей текучести мазута необходимо, чтобы условная вязкость его была ВУг,п = = 5- 10°, с этой целью при использовании мазута применяют подогрев его до 80—120° С. [c.94]

    Температура застывания зависит от химической природы сырья и способа получения котельных топлив. Крекинг-мазуты имеют более низкую температуру застывания, чем мазуты прямой перегонки тех же нефтей, так как крекинг парафиновых углеводородов и обогащение остатков полициклическими и смолистыми продуктами обеспечивают повышение их текучести. Естественно, что мазуты прямой перегонгнефтей парафинового основания, имеют значительно более высокие температуры застывания, чем мазуты из нефтей нафтеново-ароматического основания. [c.296]

chem21.info

Текучесть Нефти - LNRNews.net

Нефть – топливо мировой экономики, достигло ценового минимума на этой неделе, опустившись до рекордно низких ценовых значений. В чем же источник данного явления, кто заинтересован в низких или наоборот высоких ценах на нефть?

Ситуация отражает сложность и многофакторность всей топливно-энергетической структуры, сложившейся после кризиса 2008 года. Состояние нефтяного рынка сегодня, во многом обусловлено появлением «дорогих» технологий нефтедобычи, одной из которых является получение нефти из сланцев.

Развитие технологии добычи сланцевой нефти позволило увеличить ее производство в США в два раза за последние 5 лет. В результате импорт черного золота в США снизился на 3.1 млн баррелей в сутки.

В апреле США добывали 8.3 млн баррелей в день, самый высокий показатель с 1988 года. В октябре объемы добычи составили уже 8.9 млн баррелей. Стоит предположить,  что в декабре объемы добычи превысят 9 млн баррелей в сутки, а в 2015 году могут составить в среднем 9.5 млн баррелей – это самые большие объемы добычи нефти в США начиная с 1972 года. Тем не менее, сланцевая революция это не только значительные объемы добычи, но и более 120 тысяч новых рабочих мест, созданных с 2007 года – вклад в снижение уровня безработицы в США. «Сланец» это и приток колоссальных инвестиций и строительство массивной инфраструктуры внутри страны – трубопроводов, перерабатывающих заводов, производство различного оборудования, комплектующих, а также сервисное обслуживание всей соответствующей «энергетической системы».

Точка безубыточности для нефти добываемой из сланцев в США – около 50 долл., для некоторых месторождений этот показатель выше и может достигать 70-80 долл. за баррель.  Поэтому многие американские нефтяные компании продолжат реализовывать проекты, даже если мировые цены на нефть упадут до 50 долл. за баррель. Затем, в течение года стоит ожидать сокращение нефтедобычи в США, на 500 тыс баррелей в сутки.  При текущем снижении цен многие компании уже корректируют планы на ведение разведки новых месторождений, так количество лицензий на бурение снизилось на 40%.

В результате обвала цен на черное золото пострадает разработка перспективной технологии добычи нефти из битуминозных (нефтяных) песков, запасы которых в полтора – два раза превышают общие мировые запасы сырой нефти. Получение одного барреля нефти из битуминозных песков в Канаде обходится примерно в 85 долларов. А объем добычи составляет около 2 млн баррелей в сутки.

В хранилищах США в настоящее время находится до 380 млн баррелей. Это наибольшее количество нефти в хранилищах на начало зимнего периода (для сравнения в декабре 2013 – 357 млн  и в декабре 2012 – 330 млн соответственно). Но, исходя из прогнозов, в этом году зима будет теплее, расходы на инфраструктуру и на отопление должны уменьшиться. Поэтому в США по-прежднему будет избыточное количество энергоресурсов, а нефти в хранилищах больше чем в прошлом году.

Промышленность США имеет хорошие шансы роста, в связи с новыми низкими ценами на энергоресурсы. По мнению экспертов, снижение цены на нефть на 30% может способствовать росту наиболее развитых стран на 0.8%, в США – на 0.5%.  Снижение цены на 10 долларов обеспечивает рост потребления на 0.2%.

Однако, согласно опросам общественного мнения, потребители США в ближайшее время не отреагируют на снижение стоимости энергоресурсов быстрым  повышением спроса. В ноябре 2014 отмечено небольшое повышение потребительских расходов (в пределах 2-3% ) по сравнению с ноябрем 2013. СМИ и масс-медиа внесли свой вклад в такое положение дел, напугав всех до безумия, постоянно напоминая о новом витке кризиса. В результате потребители стали намного осторожнее и опасаются «жить на широкую ногу».

США в какой-то мере сами в прошлом спровоцировали рост цен на нефть, начав военные действия на Ближнем Востоке. После повышения цен на энергоресурсы США оказались в ситуации падающего спроса, растущего дефицита бюджета и огромных расходов на военную машину. Дорогие энергоресурсы способствовали снижению развития американской экономики и росту внешнего долга. Америка по многим экономическим критериям была загнана в угол дорогой нефтью, поэтому за последнее десятилетие американцы, как и другие потребители сделали шаг в сторону избавления от нефтяной зависимости.

Спрос на нефть в 2015 году будет снижаться в ряде стран. ЕС и Япония уменьшат импорт черного золота на 0.12 и 0.14 млн баррелей в сутки соответственно. Тем не менее, со временем потребители отреагируют на новые условия, ожидается глобальное увеличение спроса на 0.9 млн баррелей в сутки. Львиную долю этого объема будет закупать КНР – дополнительные 0.35 млн баррелей в сутки.

Влияние на мировой рынок нефти может оказать Ливия – в сентябре добыча нефти в стране достигла значения в 1 млн баррелей в сутки, затем снизившись до 0.5 млн в ноябре из-за внутренней нестабильности. Однако, предполагается, что в 2015 году ливийскому правительству удастся удержаться у власти, и тогда объемы производства могут достигнуть значений в 1- 1.5 млн баррелей в сутки. Никто не может с уверенностью предсказать развитие ситуации в этой «горячей точке» мира, находящейся в состоянии гражданской войны. Сейчас же сам факт восстановления нефтедобычи после свержения Муаммара Каддафи создает нестабильность на рынке.

Еще одним ощутимым игроком в 2015 году может стать Иран. Руководство Ирана выражает огромную надежду на то, что Запад ослабит санкции против страны. Это позволит увеличить добычу иранской нефти до 4 млн баррелей в сутки. В настоящее время Иран получает всего 3 млн баррелей в сутки, из них экспортирует около 1 млн баррелей.

Добыча нефти в Ираке сократилась из-за активности «Исламского государства» внутри страны. Падение составило 1 млн баррелей – с планировавшихся 4.5 млн баррелей до 3.7 млн баррелей в сутки. Нестабильность, слабость Иракского правительства, сложность противостояния ИГ, также  и другие факторы заставляют США искать пути стабилизации ими же и порожденного хаоса. Но США ослаблены и не могут вести наземную операцию в Ираке против «Исламского государства», поэтому максимально стараются поддержать любые силы, борющиеся с ИГ. Для финансирования сопротивления, иракское правительство по совету США, позволило курдам самостоятельно экспортировать нефть. С января 2015 поставки в Турцию составят 250 тыс баррелей в день. Время покажет, поможет ли это появлению нового государственного образования на карте мира – Курдистана.

Снижение цен на энергоресурсы способствовало бы укреплению США на многих направлениях. Среди них – не только экономическая выгода, но и более сильная позиция в стратегическом противостоянии с Россией, большее влияние на Ближнем Востоке,  сдерживание Ирана, а значит и большие возможности по влиянию на Китай. Для США, которые в условиях ограниченных экономических и военных ресурсов пытаются воевать с ИГ, планируют «возврат в Азию», поддерживают Украину и никак не справятся с Афганистаном – это шанс получить дополнительные силы. Тем более, в Вашингтоне давно поднимали вопрос возрастающего финансового, а значит и политического влияния стран экспортеров нефти, несущего угрозу американскому господству. В этом смысле, относительно дешевая нефть – стратегическая задача США, могущая ослабить их соперников.

Китай, как один из крупнейших потребителей энергоресурсов, также не заинтересован в высокой цене на них. При замедлении темпов роста китайской экономики с планировавшихся 7.8-8% до 7.3%, правительство КНР как никогда раньше ищет новые возможности для поддержания роста. Одной из них является повышение внутреннего спроса, которое несомненно произойдет при понижении цены барреля. В КНР чрезвычайно остро стоит проблема экологического загрязнения, поэтому китайцы принимают меры по снижению вредных выбросов и планируют использовать природный газ в больших объемах. Цена голубого топлива привязана к нефти и автоматически становится ниже сейчас при падении цен на нефть. Что позволит Китаю легче «перейти» с угля на более экологически чистые энергоресурсы (российский газ). До сих пор в китайской экономике используются большие объемы угля, его сжигание – одна из причин почему китайские мегаполисы часто окутаны едким облаком смога.

Резкое падение цен на нефть застало многие страны врасплох. Страны ОПЕК и другие экспортеры черного золота планировали свои бюджеты исходя из цены намного превышающей нынешнюю отметку в 60 долл. за баррель, теперь же Нигерия, Венесуэла и даже Саудовская Аравия заявляют о вынужденном пересмотре бюджета.

Очевидно, что страны ОПЕК, Россия и другие экспортеры будут сопротивляться снижению цен, привыкнув к большим поступлениям в бюджет, обеспечивая многие социальные и экономические проекты и наблюдая за тем, как тает их финансовая стабильность. Однако и не будут резко снижать объемы добычи. Снижение цен на нефть – хотя и несет финансовые потери, но всё же хороший шанс для замедления разви��ия дорогих сланцевых проектов и альтернативных источников энергии. В мире многие страны хотели бы  следовать примеру США, сумевших за несколько лет резко поднять добычу сланцевой нефти, сократив объем импорта и «прикрыв тыл» американскому рынку энергоресурсов. А при устойчиво высокой цене за баррель сланцевая нефть в будущем серьезно потеснила бы традиционных экспортеров. Ни одна из сторон не заинтересована в потере доли рынка – переговоры обещают быть длительными. С учетом того, что Ирак, Саудовская Аравия и Кувейт сделали очень серьезные скидки азиатским потребителям (доходят до 3-4 долл. за баррель), ОПЕК в ближайшей перспективе ставит на понижение цены. После заявления Генерального секретаря ОПЕК о том, что организация не будет снижать квоты на добычу даже при падении цены до 40 долларов, очевидно, что организация стран экспортеров всерьез решила поиграть мускулами с крупнейшими мировыми державами. Означает ли это начало ценовой войны, покажет время – ход за США и Россией. Теоретически, страны экспортеры вполне могли бы залить рынок дешевой нефтью, оттеснить часть конкурентов и, в конечном итоге, откусить большой кусок рынка.

Справедливо было бы предположить, что в долгосрочной перспективе нефть должна в конечном итоге балансировать в определенном ценовом корридоре, когда не будет ни откровенного минимума ни былого максимума. Для США было бы выгодно зафиксировать цену в 70-80 долл. За баррель, стимулируя экономику, развивая сланцевые проекты. Для экспортеров – не опускаться ниже 50-60 долларов. С учетом общего перепроизводства черного золота, значительных объемов запасов и замедленной реакции нефтедобывающих компаний, цена барреля может кратковременно упасть до дна в 50 долларов, средняя же цена в 2015 году скорее всего составит 70 долл. за баррель.

Источник

lnrnews.net

Текучесть - жидкость - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Текучесть - жидкость

Cтраница 2

Следовательно, они обладают текучестью жидкости и оптическими свойствами кристаллов.  [16]

В - коэффициент, характеризующий текучесть жидкости; т - обобщенный индекс течения, не зависящий от температуры продукта, а для растворов полимеров - и от концентрации.  [17]

Любое нарушение перпендикулярности автоматически устраняется благодаря текучести жидкости.  [18]

Если теперь по оси абсцисс откладывать текучесть жидкости 1 / т), а по оси ординат - удельный, объем, то в случае справедливости формулы (15.25) должна получиться прямая линия. Бачинский проверил формулу (15.25) на огромном количестве жидкостей и нашел, что открытый им закон оправдывается в весьма широкой области температур для очень многих жидкостей. Исключение составляют диссоциированные жидкости, например вода.  [19]

Величина 1 / т ] называется текучестью жидкости.  [20]

Величина -, обратная вязкости, называется текучестью жидкости.  [21]

Возможность свободного перемещения молекул относительно друг друга обусловливает свойство текучести жидкости. Тело в жидком состоянии, как и в газообразном, не имеет постоянной формы. Форма жидкого тела определяется формой сосуда, в котором находится жидкость, действием внешних сил и сил поверхностного натяжения. Большая свобода движения молекул в жидкости приводит к большей скорости диффузии в жидкостях по сравнению с твердыми телами, обеспечивает возможность растворения твердых веществ в жидкостях.  [22]

В связи с этим, с повышением температуры резко возрастает текучесть жидкостей и уменьшается их вязкость, приближаясь к вязкости газа с приближением к критической температуре. Наоборот, при охлаждении жидкостей их вязкость настолько возрастает, что некоторые из них переходят в стеклообразное твердое состояние, как указано выше.  [23]

В этом случае теплопередача зависит, главным образом, от текучести жидкости. Для растворов величина коэфициента теплопередачи составляет приблизительно 0 75, а для жидкостей густых, вязких, маслянистых или смешанных с кристаллами 0 2 - 0 5 соответствующей величины для воды.  [24]

Если же время воздействия на жидкость велико, то вместо упругости проявляется текучесть жидкости. Например, рука легко проникает внутрь воды.  [25]

Распылительная сушилка применяется для высушивания материалов, обладающих большой начальной влажностью и текучестью, приближающейся к текучести жидкости. Высушиваемый материал в виде суспензии или коллоидного раствора поступает в сушильную камеру 3, где разбрызгивается распылителем 4 до капель размером 10 - 50 мкм.  [27]

Распылительные сушилки применяют для высушивания материалов, обладающих большой начальной влажностью и текучестью, приближающейся к текучести жидкости. Схема распылительной сушилки показана на рис. 16.30. Высушиваемый материал в виде суспензии или коллоидного раствора поступает в сушильную камеру 3, где разбрызгивается распылителем 4 до капель размером 10 - 50 мкм.  [28]

Если представить себе, что с уменьшением толщины пластинок не только увеличивается вязкость и предел прочности при текучести внутрипластинчатой жидкости, но и уменьшается способность к восстановлению пленки из-за недостатка молекул, образующих пленку, то становится ясно, что таким образом уменьшаются и эластичные свойства пластинки, которые в итоге совершенно исчезают. С другой стороны, формирование кристаллической фазы с новыми свойствами вызывает активизацию деструктивных явлений в пленке, которые могут служить не только причиной образования в ней дефектов, но и разрушения.  [29]

Принцип действия таких установок основан на свойстве порошковых материалов приобретать легкую подвижность ( текучесть), близкую к текучести жидкости при вдувании в них капиллярно распределенного воздуха. Такое насыщение порошкового материала воздухом называется аэрацией.  [30]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Текучесть - жидкость - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Текучесть - жидкость

Cтраница 1

Текучесть жидкостей оценивается величиной, обратной коэф - - фщйенту вязкости. Текучесть и вязкость обусловлены той свободой движения молекул в объеме жидкости, которая еще допускается силами сцепления между ними. В отличие от твердых тел молекулы жидкости не связаны между собой жестко; каждая молекула, совершая беспорядочное тепловое движение, одновременно изменяет свое расположение относительно соседей и с течением времени перемещается в объеме сосуда.  [1]

Текучесть жидкостей не исключает сдвиговой упругости, но лишь маскирует ее. Это заключение следует, во-первых, из существования у многих веществ непрерывного перехода из жидкого состояния в твердое аморфное, в котором они, сохраняя некоторую текучесть, обладают вместе с тем резко выраженной упругостью формы. Во-вторых, оно вытекает из того факта, что связь между частицами жидкости вблизи температуры кристаллизации остается почти такой же, как и ниже ее. При таких условиях возможность исчезновения модуля сдвига является, вообще говоря, исключенной, хотя, конечно, этот модуль должен быть у жидкостей меньше, чем у твердых тел, у которых он, кстати, уменьшается обычно в несколько раз при повышении температуры от абсолютного нуля до точки плавления. Возможность сочетания упругости формы с текучестью будет подробно разобрана нами в следующей главе; здесь мы отметим лишь тот факт, что это сочетание характеризуется более или менее быстрым исчезновением, или релаксацией, упругих напряжений, вызванных данной деформацией, со временем и что резкое возрастание текучести при плавлении может быть отнесено главным образом за счет резкого ускорения этих релаксационных процессов.  [2]

Текучесть жидкостей зависит от характерного времени воздействия внешней силы и проявляется как суммарный эффект большого числа молекулярных переходов между временными положениями равновесия.  [3]

Текучесть жидкостей оценивается величиной, обратной коэффициенту вязкости. Текучесть и вязкость обусловлены той свободой движения молекул в объеме жидкости, которая еще допускается силами сцепления между ними. В отличие от твердых тел молекулы жидкости не связаны между собой жестко; каждая молекула, совершая беспорядочное тепловое движение, одновременно изменяет свое расположение относительно соседей и с течением времени перемещается в объеме сосуда.  [4]

Текучесть жидкости на нефтяной основе при низких температурах в значительной степени зависит от ее химического состава.  [5]

Вследствие текучести жидкости ( подвижности ее частиц) в ней не могут действовать сосредоточенные силы, а возможно лишь действие сил, непрерывно распределенных по ее объему ( массе) или по поверхности. В связи с этим силы, действующие на рассматриваемые объемы жидкости и являющиеся по отношению к ним внешними, разделяют на массовые ( объемные) и поверхностные.  [6]

Вследствие текучести жидкости в ней яе могут действовать сосредоточенные силы. Возможны лишь силы, непрерывно распределенные по объем.  [7]

Чем объясняют текучесть жидкостей и газов.  [8]

Что такое текучесть жидкости и газов.  [9]

При низких температурах текучесть жидкости для гидравлических систем понижается вследствие повышения вязкости и выделения из нефтяной основы остаточного парафина. Выделение парафина приводит к образованию кристаллической структуры, которая связывает жидкость и не позволяет ей перемещаться. Однако при введении присадок структура, образуемая кристаллами парафина, может изменяться - между кристаллами образуется свободное пространство, в результате чего снижаются температура застывания и вязкость жидкости. Присадки, которые вызывают такой эффект, называются депресса-торами. Сущность их действия состоит в том, что они препятствуют образованию кристаллической решетки парафина. Однако при введении депреосаторов температура застывания жидкости не может стать ниже температуры застывания основы, полностью освобожденной от парафина, и в маслах на синтетической основе они не эффективны.  [10]

При более высокой температуре текучесть жидкости ( увеличивается, ео цвет темнеет и становится почти черным.  [11]

Соответственно с уменьшением вязкости текучесть жидкостей с повышением температуры возрастает: они становятся более легкоподвижными.  [12]

Согласно Бачинскому, зависимость текучести жидкости от ее относительной плотности ( либо от температуры в нашем случае) должна быть линейной.  [13]

В практических условиях степень текучести жидкости определяется с помощью прибора, называемого вискозиметром. Этот прибор позволяет определять отношение времени истечения через калиброванное отверстие определенного количества испытываемой жидкости при температуре t ко времени истечения такого же объема воды при 20 С. Полученное отношение называют условной вязкостью и обозначают знаком ВУ, где индекс t указывает на температуру, при которой определялась вязкость.  [14]

Температура застывания или температура текучести диме-тильных жидкостей повышается с увеличением вязкости. При замещении небольшого количества диметильных групп в силиконовой жидкости метилфенильными температура замерзания понижается, так как полимерная молекула становится несимметричной. При дальнейшем замещении метильных групп на фенильные температура замерзания повышается, так как силиконовый полимер становится более органическим и ароматическим по своей природе. Вместе с тем замещение части или всех диметильных групп метилэтильными также приводит к понижению температуры замерзания, так как жидкость становится несимметричной, хотя и не полностью органической по своей природе. Диметильные жидкости могут иметь низкие температуры замерзания при небольшом разветвлении в полимере.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Текучесть кинематическая - Справочник химика 21

    ЖИДКОСТЬЮ при перемещении относительно друг друга двух слоев, площадью 1 каждый, находящийся на расстоянии 1 м со скоростью 1 м/с под действием приложенной силы 1 Н. Динамическая вязкость воды 1 мПа с. Величина, обратная ей, называется текучестью. Кинематическая вязкость — отношение динамической вязкости к плотности жидкости, измеряется в стоксах (Ст = см /с = 10 м /с) в системе СИ — в м /с. [c.17]     Вязкость (или внутреннее трение) нефтей — это свойство жидкости оказывать сопротивление перемещению одной части жидкости относительно другой. Различают динамическую вязкость и кинематическую. Динамическая вязкость измеряется в Международной системе единиц (СИ) в паскаль-секундах (Па-с). Величина, обратная динамической вязкости, называется текучестью. Кинематическая вязкость V измеряется в СИ в квадратных метрах на секунду (м /с). [c.26]

    Кинематическая вязкость характеризует текучесть масел при нормальной и высокой температурах. Методы определения этой вязкости относительно просты и точны. Стандартным прибором в настоящее время считается стеклянный капиллярный вискозиметр, в котором измеряется время истечения масла при фиксированной температуре. Стандартными температурами являются 40 и 100 С. [c.43]

    Величина, обратная абсолютной динамической вязкости,— текучесть (единица— Па -с -). Кинематическая текучесть, равная произведению текучести на плотность, измеряется в секундах иа квадратный метр. [c.114]

    Проиллюстрируем применение кинематического метода при определении предельной нагрузки для тонкостенной цилиндрической обечайки, подверженной действию внутреннего давления. Предположим, что под действием внутреннего давления обечайка получила в стадии предельного равновесия некоторую деформацию, обеспечивающую в окружном направлении напряжения по всей длине обечайки, равные пределу текучести, а в месте сопряжения обечайки с днищем образовался пластический щарнир. Обозначим приращение радиуса оболочки через у (рис. 4.15), а угол поворота меридиана в месте сопряжения оболочки с днищем через 0. Тогда изменение внутренней энергии системы [c.256]

    Коэффициент пропорциональности г) называется динамической вязкостью, а величина, обратная т], называется текучестью. Часто в технических расчетах используется кинематическая вязкость т]/с = , где с —плотность жидкости. Жидкости, подчиняющиеся закону Ньютона для течения, называются ньютоновскими. В жидкостях вязкость обусловлена межмолекулярными взаимодействиями. Следует отметить, что даже нефтяные молекулярные растворы не всегда являются ньютоновскими жидкостями. Изучение неньютоновского неведения нефтей н нефтепродуктов представляет значительный интерес как в теоретическом, так и в прикладном отнощении [91]. [c.51]

    Коэффициент пропорциональности 1] называется динамической вязкостью, величина 1/г) - текучестью. В технических расчетах часто пользуются величиной кинематической вязкости у-т)/р, где р - плотность жидкости. Жидкости, вязкость которых не зависит от напряжения сдвига Г/5, называют ньютоновскими. Жидкости, не обладающие постоянной вязкостью, называют неньютоновскими (аномальными). Их вязкость является величиной переменной. [c.115]

    Оба механизма течения полимеров — перемещение кинематических сегментов и химическая текучесть — имеют место при течении реальных полимеров, одиако их соотношение зависит от вязкости полимера и величины и скорости приложения деформирующих усилий. [c.257]

    Вязкость - сопротивление, которое оказывают частицы жидкости их взаимному перемещению под действием внешней силы. Эго величина, обратная текучести. Различают вязкость абсолютную (динамическая, кинематическая) и условную. [c.69]

    Расчеты индексов вязкости показали, что близкие к экспериментальным данным результаты получаются в том случае, когда расчет состава смеси проводится в весовых процентах. Для расчета вязкостей следует брать не вязкости, а кинематические текучести — величины, обратные кинематическим вязкостям (выраженным в обратных сантистоксах), и состав компонентов смеси рассчитывать также в весовых процентах. В таком случае расхождения в рассчитанных и наблюденных значениях вязкостей для двухкомпонентных смесей не превышают —1% и для многокомпонентных [c.39]

    Условие текучести (3.46) для кинематического упрочнения полагается справедливым, если вместо напряжений с девиатором Sj использовать так называемые активные напряжения с девиатором [c.103]

    Из правила Здановского следует, что при смешении бинарных изопиестических (имеющих одинаковое давление пара воды, т. е. одинаковую активность воды в растворе) растворов солей с общим ионом давление пара воды смешанного раствора равно исходному давлению пара воды смешиваемых растворов (когда растворенные соли химически не взаимодействуют). При этом численные значения ряда свойств смешанного раствора складываются аддитивно из свойств смешиваемых растворов электролитов (удельный объем, теплоемкость, коэффициенты расширения и преломления, кинематическая текучесть и др.). Давление пара, темпе-ратуры кипения и замерзания смешанных растворов солей с общим ионом не изменяются, если они были одинаковыми для бинарных растворов. [c.17]

    В теории вязкости растворов электролитов часто используют кинематический коэффициент текучести 1/у, измеряемый в сек/см и связанный с динамическим коэффициентом вязкости соотноще-ний 1 = й/ 1 ((1 — плотность жидкости, г/сж ). [c.35]

    На основании данных, полученных при измерении вязкости водных растворов хлоридов металлов и НС1, Берец и Бер-тес [85] провели критический обзор имеющихся в литературе уравнений, описывающих вязкость двойных систем в зависимости от концентрации, с целью выбора уравнения, которое можно было бы применить для описания тройных систем и которое находилось бы в наилучшем соответствии с экспериментальными данными. Оказалось, что наиболее подходящим является уравнение [86], связывающее вязкость тройной системы с вязкостями соответствующих двойных систем. Это уравнение основано на предположении, что кинематическая текучесть (определяемая как отношение р/т], где р — плотность смеси) представляет собой аддитивную величину, складывающуюся из кинематических текучестей компонентов пропорционально их объемным долям. Если обозначить вязкость и плотность тройной системы ц и р, а вязкость и плотность двойных систем с концентрациями, соответствующими общей концентрации тройной системы, т]1, pi и т]2, рг, то предполагаемое уравнение можно записать в следующем виде р Р [c.168]

    Удельный объем, теплоемкость, коэффициенты расширения и преломления, кинематическая текучесть аддитивно складываются из значений этих величин для исходных бинарных растворов. [c.361]

    Метод расчета ряда параметров по Здановскому основан на том [58], что параметр б смешанного раствора, состоящего из изопиестических бинарных растворов (например, теплоемкость б = Ср, удельный объем б = р или кинематическая текучесть 8=pl ), аддитивно складывается из параметров исходных растворов  [c.46]

    Различают динамическую, кинематическую и условную вязкость. Динамическая вязкость т — это отношение действующего касательного напряжения к градиенту скорости при заданной температуре. Единица измерения динамической вязкости паскаль-секунда— Па-с, на практике используют обычно мПа-с. Величина, обратная динамической вязкости, называется текучестью. [c.55]

    Параметр физического свойства б смешанного раствора (теплоемкость Ср, удельный объем или кинематическая текучесть ) при смешении изопиестических бинарных растворов, согласно правилу Здановского [10], аддитивно складывается из параметров физических свойств исходных растворов  [c.35]

    Таким образом, для расчета в явном виде теплоемкости, удельного объема и кинематической текучести смешанного раствора можно использовать уравнения (10) — (12). [c.35]

    Знание концентраций простых растворов х и их массовых долей с х позволяет также рассчитывать величины таких свойств трехкомпонентных и более сложных растворов, как активность воды, температуры замерзания и кипения, плотность, кинематическая текучесть, теплоемкость, а также растворимость в сложных системах. [c.196]

    По правилу Здановского могут быть рассчитаны растворимость электролитов в смешанных растворах, теплоемкость, кинематическая текучесть, коэффициенты расширения и преломления. [c.70]

    Количественно вязкость характеризуется коэффициентом динамической вязкости т) (в Па-с). Величину 1/т) называют текучестью, а v = T]/p (где р — плотность)— кинематической вязкостью (в м /с). [c.9]

    Температура застывания не является физической константой, но характеризует возможную потерю текучести нефтепродукта в зоне определенных низких температур. Основной фактор, повышающий температуру застывания нефтепродукта, — наличие в нем парафинов и церезинов. Чем больше содержание парафинов, тем выше температура застывания. Остаточные высоковязкие продукты и в отсутствие твердых углеводородов при пониженных температурах теряют подвижность, как бы застывают из-за резкого увеличения вязкости. Например, кинематическая вязкость образца остаточного авиамасла, при 50° С равная 2 ст, повышается при 0°С до 130 ст, а при —25° С до 3500 ст. Ясно, что при такой высокой степени вязкости масло теряет подвижность и его невозможно прокачивать. [c.49]

    Абсолютную вязкость, измеряе.мую в пуазах,, следует отличать от кинематической вязкости, являющейся отношением абсолютной вязкости к удельному весу жидкости, и от удельной в я з-к о с т и, которая представляет собой отношение абсолютной вязкости данной жидкости к абсолютной вязкости воды при той же температуре. Текучесть является величиной, обратной абсолютной вязкости, т. е. где т) — абсолютная вязкость. [c.584]

    Кинематическая вязкость определяется для относительно маловязких светлых нефтепродуктов и масел с помощью капиллярных вискозиметров, действие которых основано на текучести жидкости через капилляр по ГОСТ 33—2000 и ГОСТ 1929—87 (вискозиметр типа ВПЖ, Пинкевича и др.). [c.120]

    Механическая подвижность молекул жидкости характеризуется кинематической текучестью ее и определяется как вязкость данной жидкости. Она зависит от формы и размера молекул и от температуры . Уравнение Бачинского, характеризующее температурную зависимость вязкости, считается наиболее обоснованным  [c.82]

    Наряду с динамической вязкостью используют такие модификации, как текучесть ф=1/т1, кинематические вязкость v = Tj/d и текучесть d/r.  [c.51]

    Кинематическая вязкость смесей газов (паров) определяется по правилу смешения для текучестей, а для жидких смесей—для логарифмов вязкостей для газов [c.27]

    Единицей измерения кинематической вязкости является стокс. Величина, обратная вязкости т], называется текучестью ф [c.205]

    Подача топлива Прокачи- ваемость Чистота Текучесть Поверхностная активность Класс чистоггы, содержание воды, мехпримесей, температуры помутнения, начала кристаллизации, коэффициент фильтруемости, предельная температура фильтруемости. Температура застывания, кинематическая и динамическая вязкости. Эмульгируемость, состояние поверхности раздела фаз [c.64]

    Автотракторные масла (автолы) — для карбюраторных двигателей с кинематическими вязкостями при 100° для разных сортов не менее 5—6—9,5—ГО—15. Нормируется (как и для дизельных масел) отношение кинематических вязкостей при 50 и 100°, а для некоторых марок и коэффициент вязкости. Масла имеют низкие температуры застывания (от минус 20° до минус 40° для разных сортов, кроме автола АК-15), что обеспечивает хорошую текучесть масла в маслоподающей системе двигателя при понижении окружающей температуры и возможность-запуска двигателя на холоду. [c.47]

    Энделл и Вене выразили влияние текучести шлаков на коррозию огнеупоров через кинематическую [c.934]

    Для описания кинематических свойств пенного слоя необходимо знать зависимости реологических характеристик от структурных параметров пены. В настоящее время предложен ряд формул для определения предела текучести пены. В работе, выполненной НЛ. ЬСларком, экспериментально была получена зависимость — к5 (где - коэффициент пропорциональности, зависящий от свойств дисперсной фазы пены 5 - удельная поверхность ячеек пены, определяемая как общая площадь поверхности, приходящаяся на единицу объема пены).  [c.15]

    В качестве критических точек обычно рассматривают предел текучести (характеризуемый напряжением Оу и отвечаюш,ей ему деформации у) и разрушаюш ее напряжение (при o , и деформации Bft). Значения OyVi Zy, а также o , и Ej в обш,ем случае зависят.от условий деформирования, т. е. от вида напряженного состояния, скорости и температуры. Поэтому характеристики предельных состояний материалов, получаемые при некоторых нормализованных условиях испытаний, имеют прежде всего относительное значение они позволяют дать оценку свойств данного материала по сравнению с другими и указать основной характер влияния режима деформирования на условия разрушения полимера. Более обш ий физический смысл носят результаты измерений прочностных свойств, связанные с оценкой кинематических закономерностей разрушения материала. [c.251]

    Вязкость (внутрепнее трение) — свойство жидкостей (и газов) оказывать сопротивление при перемещении одной части жидкости относительно другой. Это свойство характеризуется коэффициентом вязкости. Величина, обратная вязкости, называется текучестью. Различают три вида вязкости динамическую, кинематическую и относительную (удельную). [c.119]

    При проверке различных формул в роли идеальных жидкостей могут послужить изониестические простые растворы. На их основе автор и Ф. И. Иванова [10] показали, что наименьшим отклонением от аддитивности характеризуется кинематическая текучесть [9] в формуле [c.119]

chem21.info

температура потери текучести нефти - это... Что такое температура потери текучести нефти?

 температура потери текучести нефти

Oil&Gas technology pour point

Универсальный русско-английский словарь. Академик.ру. 2011.

  • температура потери текучести
  • температура потери эластичности натурального каучука

Смотреть что такое "температура потери текучести нефти" в других словарях:

  • температура потери текучести — Самая низкая температура, при которой образец нефтепродукта будет продолжать течь при охлаждении до указанных стандартных состояний. [ГОСТ Р 53389 2009] Тематики защита морской среды Обобщающие термины свойства нефти/нефтяной пленки EN pour point …   Справочник технического переводчика

  • температура потери текучести — 3.4 температура потери текучести (pour point): Наименьшая температура, при которой проба нефти или нефтепродукта продолжает оставаться подвижной при ее охлаждении в заданных условиях. Источник: ГОСТ …   Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

  • температура — 3.1 температура: Средняя кинетическая энергия частиц среды, обусловленная их разнонаправленным движением в среде, находящейся в состоянии термодинамического равновесия. Источник: ГОСТ Р ЕН 306 2011: Теплообменники. Измерения и точность измерений… …   Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

  • ГОСТ Р ИСО 3675-2007: Нефть сырая и нефтепродукты жидкие. Лабораторный метод определения плотности с использованием ареометра — Терминология ГОСТ Р ИСО 3675 2007: Нефть сырая и нефтепродукты жидкие. Лабораторный метод определения плотности с использованием ареометра оригинал документа: 3.1 плотность (density): Отношение массы вещества к занимаемому им объему, выражаемое в …   Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

  • СМАЗКА — смазочный материал, а также нанесение и действие смазочного материала, уменьшающего силу трения между движущимися частями механизмов и их изнашивание. Смазочные материалы попутно могут выполнять также функции охлаждения, защиты от коррозии,… …   Энциклопедия Кольера

  • показатель — 3.7 показатель (indicator): Мера измерения, дающая качественную или количественную оценку определенных атрибутов, выведенную на основе аналитической модели, разработанной для определенных информационных потребностей. Источник …   Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

  • Китайская Национальная Нефтегазовая корпорация — (CNPC) Китайская Национальная Нефтегазовая корпорация это одна из крупнейших нефтегазовых компаний мира Китайская Национальная Нефтегазовая корпорация занимается добычей нефти и газа, нефтехимическим производством, продажей нефтепродуктов,… …   Энциклопедия инвестора

  • испытание — 3.10 испытание: Техническая операция, заключающаяся в определении одной или нескольких характеристик данной продукции, процесса или услуги в соответствии с установленной процедурой. Источник: ГОСТ Р 51000.4 2008: Общие требования к аккредитации… …   Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

universal_ru_en.academic.ru

Способ улучшения текучести сырой нефти или сжиженного природного газа

1. Способ улучшения текучести парафинистой сырой нефти или сжиженного природного газа, исключая содержащие пек бахрейнские асфальтены и другие типы парафинистой сырой нефти или сжиженного природного газа, обладающие неодинаковыми значениями верхней и нижней температуры потери текучести, содержащий добавление синтетического депрессорного агента, понижающего температуру потери текучести, отличающийся тем, что синтетический депрессорный агент, понижающий температуру текучести, добавляют в сырую нефть или сжиженный природный газ при температуре не более чем на 20шС ниже температуры инверсии сырой нефти или сжиженного природного газа, которую определяют по методике, включающей стадии нагревания образцов сырой нефти или сжиженного газа до различной температуры, определяя значения температуры потери текучести указанных образцов после охлаждения, представления зависимости определенной температуры потери текучести от температуры нагревания и определения температуры нагревания, при которой температура потери текучести снижается до минимального значения, причем эта температура определяется как температура инверсии.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что синтетический депрессорный агент добавляют в сырую нефть или сжиженный природный газ при температуре более чем на 10шС ниже температуры инверсии, предпочтительно при температуре, равной или выше температуры инверсии.

3. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что синтетический депрессорный агент содержит соединение, имеющее формулу 1

в которой m = 20-300, предпочтительно m = 25-100 и наиболее предпочтительно m = 50-80, n = 5-50, предпочтительно n = 5-25 и наиболее предпочтительно n = 8-15, и R представляет собой углеводородный радикал, предпочтительно алифатического углеводорода и наиболее предпочтительно алифатического углеводорода, содержащего 2-20 атомов углерода.

4. Способ по любому из пп.1-3, отличающийся тем, что синтетический депрессорный агент добавляют в количестве 5-2000 частиц на миллион, предпочтительно 20-500 частиц на миллион и наиболее предпочтительно 20-100 частиц на миллион.

5. Способ по любому из пп.1-4, отличающийся тем, что синтетический депрессорный агент вводят в буровую скважину.

1 Настоящее изобретение относится к способу улучшения текучести парафинистой сырой нефти или сжиженного природного газа, которые содержат природный депрессорный агент,понижающий температуру потери текучести,путем добавления синтетического депрессорного агента, понижающего температуру потери текучести. Обычно сырая нефть и сжиженный природный газ содержат различные типы углеводородов, таких как парафиновые, нафтеновые и ароматические. Однако парафины, которые обычно являются жидкими или газообразными в условиях продуктивного пласта, обладают тем недостатком, что при пониженной температуре они стремятся образовать фазу твердых парафинов. На практике это приводит к таким проблемам, как образование геля со значительной прочностью, например во время отключения скважин, трубопроводов, технологических установок и др. Кроме того могут возникнуть проблемы, вызванные осаждением парафина на холодной поверхности, например в трубопроводах и теплообменниках. Более того, образование фазы твердых парафинов может привести к повышению вязкости, это означает, что сырую нефть и сжиженный природный газ станет значительно труднее транспортировать. С целью устранения указанных выше проблем давно известно добавление так называемых "депрессорных агентов" для того, чтобы снизить температуру потери текучести сырой нефти или сжиженного природного газа. Согласно стандартам ASTM D97 или ASTM D5853 температура потери текучести определяется как температура, при которой сырая нефть и сжиженный природный газ, жидкие при данных условиях, начинают затвердевать. Такие синтетические депрессорные агенты могут содержать широкий ряд полимеров и сополимеров (полиацетаты, полиакрилаты, полиметакрилаты, полиамиды и др.). В общих чертах, полимеры можно подразделить на агенты, предотвращающие образование зародышей и их рост, в зависимости от их действия в сырой нефти или сжиженном природном газе. Однако их общей чертой является то, что они внедряются в твердую фазу парафина и тем самым изменяют ее структуру и свойства. Для достижения повышенной эффективности обычной практикой (см. Т.A. Swanson:"Associated Problems and Methods of Treatment for Paraffins-Asphaltenes in Offshore Production Facilities", India OilGas Review Symphosium, 1997, стр. 80-83) является добавление первого типа ингибитора парафина при (или вблизи) температуре появления парафина (ТПП) в сырой нефти или сжиженном природном газе,которая определяется как температура, при которой начинается осаждение парафина. Ингибитор парафина второго типа можно добавлять при пониженных температурах, хотя по 001668 2 видимому, его эффективность увеличивается,если полимер уже введен в первоначально образовавшуюся твердую фазу парафина. Однако в некоторых типах сырой нефти и сжиженного природного газа также имеются депрессорные агенты естественного происхождения, например в виде асфальтенов, которые относятся к группе тяжелых ароматических соединений, имеющих молекулярную массу в интервале 700-1000 г/моль. Эти депрессорные агенты естественного происхождения присутствуют в сырой нефти или сжиженном природном газе при добыче из продуктивного пласта, и обычно они полностью диспергированы в жидкой фазе при исходных условиях продуктивного пласта. Однако при пониженной температуре может начаться их флокуляция, которая снижает эффективность действия этих депрессорных агентов. Это явление лежит в основе концепции верхней и нижней температуры потери текучести, которые определены в стандарте ASTMD97. Кроме того флокуляция депрессорных агентов естественного происхождения может быть вызвана изменением давления или смешиванием с водой или другими нефтями/конденсатами. Точно также как синтетические депрессорные агенты, они изменяют структуру образовавшейся фазы парафина, хотя во многих случаях одно лишь их присутствие не является достаточным для полного решения проблем, связанных с осаждением парафина. Поэтому на практике, при добыче нефти,указанные выше синтетические депрессорные агенты добавляют в сырую нефть и сжиженный природный газ при температуре, которая близка к температуре появления парафина в сырой нефти и сжиженном природном газе, полагая,что при этом будет получен аддитивный эффект от природного и синтетического депрессорных агентов. В некоторых случаях этот аддитивный эффект не проявляется, так как, по-видимому, депрессорные агенты естественного происхождения способны противодействовать и даже полностью нейтрализовать действие синтетических депрессорных агентов. Следовательно, целью настоящего изобретения является разработка способа, обеспечивающего уменьшение или исключение указанных выше проблем и, тем самым, обеспечение эффективного улучшения текучих свойств сырой нефти и сжиженного природного газа. Способ согласно изобретению отличается тем, что синтетический депрессорный агент добавляют в сырую нефть и сжиженный природный газ при температуре более чем на 20 С ниже температуры инверсии сырой нефти или сжиженного природного газа. Температура инверсии сырой нефти или сжиженного природного газа определяется с использованием модифицированного стандартного метода ASTM D97 или ASTM D5853. В 3 этих стандартах оговаривается, что верхнюю и нижнюю температуру потери текучести следует измерять после повторного нагревания образца до 48 и 105 С соответственно. При повторном нагревании сырой нефти или сжиженного природного газа до данной температуры и последующем определении температуры потери текучести этого образца и повторении этого измерения при различных величинах температуры повторного нагрева, с последующим представлением зависимости величины температуры потери текучести от температуры повторного нагрева, можно определить значение температуры повторного нагрева, при которой величина температуры потери текучести снижается до минимума. Эту температуру определяют как температуру инверсии, причем она представляет собой температуру, при которой депрессорные агенты естественного происхождения являются полностью активными. Обычно эта температура находится внутри интервала 80-110 С. Однако это определение температуры инверсии не применимо для образцов углеводородов, в которых величины верхней и нижней температуры потери текучести являются идентичными. Полагают, что это явление связано с отсутствием депрессорных агентов естественного происхождения, которые в основном находятся в асфальтеновой фракции жидкости. При использовании способа согласно изобретению оказалось, что можно получить положительный эффект в тех ситуациях, когда добавление синтетических депрессорных агентов иным путем не дает результата. Предположительно, это вызвано тем, что депрессорный агент добавляют в сырую нефть или сжиженный природный газ в тот момент, когда депрессорные агенты естественного происхождения полностью, или, по меньшей мере, частично, диспергированы. В этом случае исключается возможность того, что флокулированные депрессорные агенты естественного происхождения,которые, по-видимому, образуют отдельную полярную жидкую фазу, будут адсорбировать синтетические депрессорные присадки вследствие наличия в них полярных групп. Вследствие более эффективного снижения температуры застывания можно получить подходящую температуру застывания даже посредством добавления небольших количеств синтетического депрессорного агента. Альтернативно, можно получить пониженную температуру застывания, используя обычное количество синтетической депрессорной присадки. Предпочтительно, синтетический депрессорный агент необходимо добавлять при повышенной температуре, например, на 10 С ниже температуры обращения, более предпочтительно, при температуре обращения или выше этой точки. Если синтетический депрессорный агент добавляют при температуре на 20 С ниже температуры обращения сырой нефти или сжижен 001668 4 ного природного газа, тогда депрессорные агенты естественного происхождения полностью не диспергируются; это означает, что достигнутая эффективность не является оптимальной. На практике наилучший эффект достигается при введении синтетического депрессорного агента в буровую скважину, на ту глубину, где сырая нефть или сжиженный природный газ имеют температуру, равную температуре инверсии (или выше). Подходящую для добавления синтетического депрессорного агента глубину можно определить как глубину, на которой температура в пласте соответствует температуре инверсии добываемой сырой нефти или сжиженного природного газа. Поскольку температура в этом месте будет самопроизвольно повышаться, как только начнется добыча, добавление депрессорного агента на такой глубине обеспечит значение температуры сырой нефти или сжиженного природного газа, которое всегда будет превышать температуру инверсии, при смешивании с синтетической депрессорной присадкой. Необходимая дозировка синтетического депрессорного агента зависит от таких факторов, как тип сырой нефти, количество парафина,образовавшегося в сырой нефти при различных температурах, условий окружающей среды и др. Обычно величину оптимальной дозы оценивают с помощью лабораторных измерений температуры потери текучести, вязкости, прочности геля и тенденции осаждения парафина. Два последних измерения часто проводят на лабораторных спиралях. На практике синтетический депрессорный агент добавляют в количестве 52000 частиц на миллион, предпочтительно 20500 частиц на миллион и наиболее предпочтительно 20-100 частиц на миллион. Предпочтительный синтетический депрессорный агент, используемый в способе согласно изобретению, содержит химическое соединение,которое имеет общую формулу 1 в которой m = 20-300, предпочтительно m = 25100, и наиболее предпочтительно m = 50-80, n = 5-50, предпочтительно n = 5-25, и наиболее предпочтительно n = 8-15, и R представляет собой углеводородный радикал, предпочтительно,алифатического углеводорода, и наиболее предпочтительно алифатического углеводорода, содержащего 2-20 атомов углерода. Однако кроме того можно использовать другие соединения, такие как полиакрилаты,полиметакрилаты, полиамиды и др. Более подробно это изобретение описано в следующих примерах. Пример 1 Целью этого эксперимента является демонстрация соотношения между температурой образца нефти, при которой добавляют синтетический депрессорный агент, и эффективностью добавленного синтетического депрессорного агента. В этом эксперименте используют образец нефти 1, который имеет следующие свойства: Температура появления парафина, С Верхняя точка потери текучести, С Нижняя точка потери текучести, С Содержание парафина, вес.% при -30 С Содержание асфальтенов, вес.% Плотность, г/см 3 Кинематическая вязкость при 80 С, сСт Кинематическая вязкость при 75 С, сСт Кинематическая вязкость при 70 С, сСт Кинематическая вязкость при 65 С, сСт Кинематическая вязкость при 60 С, сСт Кинематическая вязкость при 55 С, сСт Кинематическая вязкость при 50 С, сСт Кинематическая вязкость при 45 С, сСт Кинематическая вязкость при 40 С, сСт Температуру появления парафина в образце определяют из измерений вязкости. Затем проводят измерения температуры потери текучести образца нефти 1 на двух неингибированных пробах 1 А и 1 В, полученных при нагревании образцов нефти до различной температуры, с последующим охлаждением для того, чтобы определить температуры потери текучести образцов нефти. Из результатов измерений, приведенных на фиг. 1 как зависимость температуры потери текучести от температуры повторного нагревания, видно, что температура инверсии образца нефти может изменяться от 90 до 100 С. Затем тот же самый образец нефти 1 вновь нагревают до различных значений температуры с последующим добавлением 250 частиц на миллион химической добавки А, содержащей синтетический депрессорный агент, и исследуют ее влияние, измеряя температуру потери текучести этого образца нефти при его охлаждении в соответствии со стандартной методикойASTM D97. Результаты измерений также представлены на фиг. 1 (250 частиц на миллион химической добавки А). Четко видно, что изменение температуры потери текучести образца масла 1 совпадает с ходом кривых для двух неингибированных проб вплоть до приблизительно 80 С, и выше этой точки добавка становится активной, что приводит к сильному уменьшению температуры потери текучести образца нефти. Это согласуется с предложенной теорией,поскольку температура 100 С соответствует температуре инверсии образца нефти 1 В, что означает, что в этих условиях депрессорные агенты естественного происхождения полностью диспергированы. Таким образом, из фиг. 1 видно, что для этого весьма вязкого образца 6 сырой нефти можно получить улучшение величины температуры потери текучести на 18-21 С при дозировке химической добавки лишь 250 частиц на миллион. Пример 2 Целью этого эксперимента является демонстрация того, что в соответствии с предложенной теорией, положительный эффект от повышения температуры введения химической добавки достигается лишь в том случае, если образцы сырой нефти или сжиженного природного газа содержат депрессорные агенты естественного происхождения. В этом эксперименте используют образец нефти 2, который имеет следующие свойства: Температура появления парафина, С Верхняя точка потери текучести, С Нижняя точка потери текучести, С Содержание парафина, вес.% при -30 С Содержание асфальтенов, вес.% Плотность, г/см 3 Кинематическая вязкость при 70 С, сСт Кинематическая вязкость при 60 С, сСт Кинематическая вязкость при 50 С, сСт Кинематическая вязкость при 40 С, сСт Кинематическая вязкость при 30 С, сСт Кинематическая вязкость при 20 С, сСтПредел обнаружения. Температуру появления парафина в образце нефти 2 определяют из измерений вязкости. Измерения зависимости температуры потери текучести неингибированного образца нефти 2 от температуры нагревания проводят как описано выше, и результаты измерений приведены на фиг. 2. Необходимо отметить, что верхняя и нижняя точки потери текучести являются идентичными, что является сильным доказательством отсутствия депрессорных агентов естественного происхождения. Затем вновь определяют температуру потери текучести после добавления 50 частиц на миллион химической добавки А (такой же, что и в примере 1), для того чтобы определить влияние температуры добавления в соответствии с описанным выше примером. Как видно из фиг. 2(50 частиц на миллион химической добавки А),температура не оказывает никакого влияния на эффективность действия добавки, что в соответствии с предложенной теорией согласуется с отсутствием в образце депрессорных агентов естественного происхождения. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Способ улучшения текучести парафинистой сырой нефти или сжиженного природного газа, исключая содержащие пек бахрейнские асфальтены и другие типы парафинистой сырой нефти или сжиженного природного газа, обладающие неодинаковыми значениями верхней и нижней температуры потери текучести, содержащий добавление синтетического депрессорного агента, понижающего температуру потери текучести, отличающийся тем, что синтетический депрессорный агент, понижающий температуру текучести, добавляют в сырую нефть или сжиженный природный газ при температуре не более чем на 20 С ниже температуры инверсии сырой нефти или сжиженного природного газа,которую определяют по методике, включающей стадии нагревания образцов сырой нефти или сжиженного газа до различной температуры,определяя значения температуры потери текучести указанных образцов после охлаждения,представления зависимости определенной температуры потери текучести от температуры нагревания и определения температуры нагревания, при которой температура потери текучести снижается до минимального значения, причем эта температура определяется как температура инверсии. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что синтетический депрессорный агент добавляют в сырую нефть или сжиженный природный газ при температуре более, чем на 10 С ниже температуры инверсии, предпочтительно при температуре, равной или выше температуры инверсии. 3. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем,что синтетический депрессорный агент содержит соединение, имеющее формулу 1= 8-15, и R представляет собой углеводородный радикал, предпочтительно, алифатического углеводорода и наиболее предпочтительно алифатического углеводорода, содержащего 2-20 атомов углерода. 4. Способ по любому из пп.1-3, отличающийся тем, что синтетический депрессорный агент добавляют в количестве 5-2000 частиц на миллион, предпочтительно 20-500 частиц на миллион и наиболее предпочтительно 20-100 частиц на миллион. 5. Способ по любому из пп.1-4, отличающийся тем, что синтетический депрессорный агент вводят в буровую скважину.

<a href="http://easpatents.com/5-1668-sposob-uluchsheniya-tekuchesti-syrojj-nefti-ili-szhizhennogo-prirodnogo-gaza.html" rel="bookmark" title="База патентов Евразийского Союза">Способ улучшения текучести сырой нефти или сжиженного природного газа</a>

easpatents.com