Характеризация нефтяной смеси. Нефть какая смесь


Смеси нефтяных и синтетических масел

    Органические, главным образом нефтяные, масла представляют собой смесь углеводородов и нх производных. Масла животные и растительные применяются в основном как присадки к нефтяным маслам. Синтетические масла служат заменителями нефтяных масел при весьма низких и высоких температурах, повышенной пожарной опасности и т. д. Качества масел улучшаются легированием присадками противоизносными, фрикционными, вязкостными, депрессорными (для снижения температуры застывания), моющими (детергенты), антикоррозионными и т. д. При положительных температурах масла являются ньютоновскими жидкостями. Их загущение полимерами создает аномалию вязкости. [c.182]     Реакции подобного типа, проводимые в иных условиях, составляют химическую суть процесса гидрирования угля. При этом суспензию каменного угля в тяжелых нефтяных маслах нагревают с водородом под давлением около 30 МПа и при 400 "С в присутствии железных и марганцевых катализаторов. Образуется смесь углеводородов — синтетический бензин. [c.241]

    Наряду с синтетическими маслами применяют также полу-синтетические или частично, синтетические масла, представляю--щие собой смесь минерального, нефтяного, и синтетического компонентов. [c.222]

    Индустриальные масла специального назначения включают также нефтяные и синтетические масла с присадками, предназначенные для использования в узких областях или специфических условиях. Масла для смазывания цепей подвесных конвейеров (ИЦП), для смазки масляным туманом (ИМТ-200), телеграфное (смесь нефтяного с горчичным) и др. [c.40]

    Реакции такого типа, проводимые в иных условиях, получили практическое значение в процессе гидрирования угля (Бергиус, 1920 г.). Для этого суспензию каменного угля в тяжелых нефтяных маслах нагревают с водородом под давлением порядка 300 ат в присутствии железных и марганцевых катализаторов при температуре около 400° С. Получается смесь углеводородов — синтетический бензин. [c.45]

    Вопрос о том, какие масла будут применять в трансмиссии автомобилей с газотурбинными двигателями — нефтяные, синтетические или смесь тех и других —пока не решен. Однако в любом случае они будут содержать ингибиторы окисления, противопенные присадки, деактиваторы металлов и противозадирные присадки. [c.371]

    Для высокоскоростных червячных передач за рубежом предлагается применять синтетическое масло, представляющее смесь окиси этилена и окиси пропилена [224, 295, 296]. Это масло больше снижает потери мощности в червячном зацеплении, чем нефтяные масла. [c.249]

    Масло Гидрол-7 (ТУ 38.101715-78) — смесь гидроочищенного нефтяного и синтетического масел с композицией присадок противоизносной, противозадирной и антипенной (табл. 6.12). Предназначено для работы в условиях с повышенной пожароопасностью в гидравлической системе дуговых плавильных печей. [c.281]

    Нефтяные масла представляют собой смесь жидких высоко-КИПЯШ.ИХ фракций, очиш,енных от нежелательных примесей. Нефтяные масла иногда называют минеральными- с тем, чтобы ОТЛИЧИТЬ от синтетических масел, которые представляют собой органические соединения, полученные многоступенчатым синтезом. По способу выделения из нефти минеральные масла подразделяют на дистиллятные, остаточные и компаундированные, т. е. получаемые смешением дистиллятных и остаточных компонентов. [c.425]

    В вертолетах маслами смазывают двигатели, редукторы и шарниры винтов. В зависимости от типа двигателя применяют нефтяные масла МС-20 и МК-22 и синтетическое Б-ЗВ. В редукторах вертолетов, кроме перечисленных, применяют гипоидное масло, ГОСТ 4003—53, или его смесь с жидкостью АМГ-10 (смесь не имеет технических условий). В шарнирах несущих и рулевых винтов употребляют масла МС-20, МК-22, МС-14, гипоидное масло и его смесь с жидкостью АМГ-10, а также масло ВНИИ НП-25. [c.135]

    Из смазочных масел, полученных из парафинистых нефтей, во избежание их застывания при низких температурах удаляют твердые высшие алканы (депарафинизация). Масло растворяют чаще всего в смеси метилэтилкетона, бензола и толуола, охлаждают до —20 или —40°С и отфильтровывают твердый парафин, после чего отгоняют из масла смесь растворителей. Для депара-финизации дизельного топлива используют способность мочевины образовывать труднорастворимые комплексные соединения с высшими н-алканами, которые отделяют и разлагают нагреванием до 60—75°С на мочевину и жидкий парафин. После очистки твердый парафин применяют как изолятор в электротехнике, для пропитывания спичек и кож, для изготовления свечей. Окислением кислородом воздуха превращают его в синтетические жирные кислоты (см. главу XIV), используемые в мыловарении. Сплавлением со смазочным маслом получают вазелин, применяемый для смазки приборов, в медицине и парфюмерии. Жидкий парафин после растворения в бензине очищают обработкой противоточно движущимся твердым адсорбентом (от примеси ароматических углеводородов), затем отгоняют растворитель. Его используют для получения высших жирных спиртов (см. главу XIV) и белково-витаминного концентрата (см. главу V). Продувая воздух через гудрон, при нагревании превращают его в битум. Это черная полужидкая или твердая смолистая масса, которая служит для приготовления дорожного асфальта, а также в качестве электро- и гидроизолирующего материала в электротехнике. Сжиганием нефтяных масел при недостатке воздуха получают сажу для изготовления печатной краски и резиновых изделий. [c.189]

    Тип масла М — минеральное (нефтяное) С—синтетическое СУ — синтетическое углеводородное МС —смесь минерального и синтетического М3 — минеральное загущенное. [c.217]

    Для смазки цилиндров компрессоров следует употреблять смазочные масла, имеющие температуру вспышки 220—240° С и температуру воспламенения порядка 400° С. В компрессорах с высокой степенью сжатия применяют растворы глицерннового мыла. При сжатии коксового, нефтяного и других газов, растворяющих смазочные масла, используют специальные смеси цилиндрового масла, вапора и гудрона. Для смазки цилиндров воздушных компрессоров применяют компрессорные масла марок 12(М) и 19(Т) по ГОСТ 1861—54, которые хорошо противостоят окисляющему действию воздуха цилиндров, а для смазки азотных и азотоводородных компрессоров— цилиндровые масла марок 11 и 24 (ГОСТ 1841—51). Для цилиндров кислородных компрессоров смазкой служит смесь дистиллированной воды с 6—8% технического глицерина, а в некоторых компрессорах установлены самосмазывающиеся втулки и поршневые кольца из спрессованного при высокой температуре графита. Применяют также сухую взрывобезопасную графитную смазку и фтороорганические синтетические масла, не окисляющиеся кислородом и окислами азота. [c.223]

    Смесь нефтяного и синтетического масел, загущенная октолом и озокеритом содержит нафтенат меди и серу Нефтяное масло, загущенное природными восками содержит адгезионную и антисептическую присадки [c.351]

    Очищенные отработанные масла или базовые масла вторичной переработки все щире применяются в производстве пластичных смазок. Фирма MOR (Великобритания) производит смазки с использованием последних из отработанных индустриальных масел. В СНГ также ставится вопрос о расщирении сырьевой базы и вовлечении в производство пластичных смазок продуктов вторичной переработки ОМ. Установлена возможность использования в производстве смазок регенерированного технологического масла для процессов холодной прокатки металлов. Такой продукт представляет собой смесь нефтяных масел, растительных или животных жиров и жирных кислот. Последние (4—30%) являются жировым омыляемым сырьем для приготовления мыльного загустителя при производстве смазки. В качестве омыляющих ai HTOB можно использовать оксиды, гидроксиды или карбонаты натрия, лития, бария, алюминия и других металлов. В качестве компонентов дисперсионной среды используют свежие нефтяные или синтетические масла. Для повыщения качества смазок применяют различные присадки. [c.314]

    Показатели Немецкие спецификации на авиационные масла Масло, ио-лз чепнос полимеризацией оле-финов Типичное нефтяное очищенное масло Смесь 1 1 нефтяного и синтетического масел [c.247]

    Масла подобного типа выпускаются рядом фирм, они взаи-мозаменя емы, но отличаются составом вязкостных и других присадок. Для севера по спецификации М1Е-Е-10295А выпускается низкозастывающее моторное масло, основой которого служит смесь нефтяного масла с синтетическим или одно синтетическое. Оно загущается вязкостной присадкой, кроме того [c.112]

    Синергетическая смесь антиокислительных присадок, добавляемая к топливам, смазочным маслам, пластичным смазкам, состоит из 1-бутокси-1-(1-нафтилокси) этана и диоктилфениламина [пат. США 3879303]. 1,4-Бис [ди-0-(алкилфенил) фосфито] бензолы (а также их 1-2- и 1,3-изомеры) в сочетании с ароматическими антиокислителями, например а- или р-Ы-фенилнафтиламином, являются эффективными ингибиторами старения нефтяных и синтетических, например полиэфирных, смазочных масел [пат. ГДР 88616]. [c.58]

    Так как в турбовинтовых двигателях используются тяжелона-груженные редукторы, масла должны наряду с высокими стабильностью против окисления и вязкостно-температурными свойствами обладать повышенной смазочной способностью. Для улучшения смазочной способности в масла (вязкостью 7,5—9 мм /с при 100°С) вводят присадки, иногда их смешивают и с синтетическими жидкостями. Для ТВД используют масла вязкостью при 100 °С от 4 до 13 мм /с, которые готовят смешением дистиллятных (МК-8, трансформаторного и др.) и остаточных (МС-20, МК-22) масел масло 7525 (смесь 75% МК-8 и 25 /о МС-20), масло 2575 (смесь 25% МК-8 и 75% МС-20), МП-7,5 (базовое нефтяное масло с полимерными, противоизносными и антиокислительными присадками) и др. [c.343]

    На рис. 103 приведена принципиальная технологическая схема установки для производства комплексной кальциевой смазки типа униол. В смеситель 5 загружают сырьевые компоненты (нефтяное масло, фракцию синтетических жирных кислот и уксуснук> кислоту). При нецрерывном перемешивании -смесь нагревают до 90 °С и при этой температуре подают 25—30%-ное известковое молоко Са(0Н)2. Насосом 6 однородная суспензия подается в реактор 11, в котором -за счет циркуляции теплоносцтеля поддерживается температура 120—140 °С. Дисперсия мыльного загустителя в масле прокачивается насосом 12 через трубчатый подогреватель 13. где при температуре около 180 °С полностью завершаются процессы омыления и диспергирования загустителя в масле. Далее расплав поступает в испарительную колонну 14, где в вакууме (39,9—66,5 кПа) удаляется основная часть воды. Обезвоживание можно проводить в одном или двух испарителях, как показано на рисунке. В испарителе 18 дисперсия подается с температурой 180—200 °С и доиспарение влаги осуществляется при более глубоком вакууме. [c.374]

    Принципиально новое направление — это производство смазок, в которых дисперсионной средой служат растительное масло, его смесь с нефтяным или синтетическим. Основное экологическое преимущество таких продуктов — биоразлагаемость. Биоразлагаемые смазки начали применять в последние два-три года, в основном в Европе. Их структура практически не отличается от структуры смазок на базе нефтяных масел. [c.258]

    В лабораторных условиях найдено, что введение в процесс экстракции неионогенных поверхностно-активных веществ /НПАВ/ в количестве 0,0005-0,02% на сырье повышает селективность процесса и увеличивает отбор рафината. В качестве НПАВ использовали деэмулЬгатор нефтяных эмульсий ОЖ, представляющий смесь синтетических окси-этилированных жирных кислот [37] и полиметилсилоксана ПМС-200А, применяющийся как антипенная присадка к маслам [38]. Как видно из рис. 15, имеется оптимальная область концентраций добавок, при которой выход рафината максимален. [c.54]

    Смазочные материалы подразделяют на жидкие (масла) и мазеобразные продукты (пластичные смазки). Как первые, так и вторые могут быть минерального и органического происхождения Основную часть (более 90 %) минеральных масел получают пр1 переработке нефти. Кроме них, могут быть синтетические и сме шанные (компаундафованные) маспа. В сельском хозяйстве ис пользуют главным образом минеральные масла (около 95 %) По способу получения нефтяные масла могут быть дистиллятными остаточными и смешанными. [c.132]

    Ввиду относительно высокой стоимости синтетических холодильных масел создаются также аолусинтетические масла. Так, например композиция термостойкого рефрижираторного масла содержит смесь алкилнафталинов с нефтяным маслом.Введение в эту смесь противоиз- [c.14]

    Для того чтобы получить максимально высокую эксплуатационную температуру и гарантировать долгий срок службы фторэфирных масел, система, в которой они используются, должна быть абсолютно чистой. Нефтяные масла и большая часть синтетических масел окисляются при более низких температурах, чем фторэфиры образующиеся продукты окисления и деструкции оказывают неблагоприятный эффект на окислительную стабильность фторэфиров. Кроме того, смесь нерастворимого осадка с фторэфирами образует вязкие эмульсии, которые сильно препятствуют растеканию масла. Прежде чем применять сложные фторэфиры как масла в системе смазки, необходимо убедиться в том, что в них используются уплотнения и эластомеры, отвечающие условиям надежной работы. При 150° С и выше удовлетворительные результаты дает применение силиконовых резин при низких температурах используется неопрен. [c.281]

chem21.info

Нефтегазовая смесь - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Нефтегазовая смесь

Cтраница 1

Нефтегазовая смесь сначала поступает в гидроциклонную головку J, сечение которой в увеличенном масштабе показано на том же рисунке.  [2]

Нефтегазовая смесь после второй ступени сепарации с содержанием остаточного газа 3 м3 / м3 по трубопроводу 5 поступает в завихритель 6, где после прохождения закручивающихся каналов смесь получает интенсивное вращательное движение, после чего закрученный поток поступает в вертикальный патрубок 7, в котором под действием центробежных сил газовые пузырьки вытесняются в газовый шнур, образующийся на оси закрученного потока.  [4]

Нефтегазовая смесь с помощью чашек ( cups) якоря всасывается в газовое пространство между якорем и внутренней трубой всасывания. Легкий газ поднимается вверх в кольцевом пространстве и отсасывается. Тяжелая нефть опускается вниз, всасывается насосом через привинченную к всасывающему клапану трубу всасывания, и откачивается вверх. Относительно кпд газового якоря чашечного типа действительно то же самое, что и относительно кпд газового якоря-зонта, но здесь недостатки устранены за счет специальной конструкции SBS. Возможно также оседание песка на дне закрытой внизу насосно-компрессорной трубы, привинченной к всасывающей трубе.  [5]

Нефтегазовая смесь поступает через вводной штуцер на сливные полки, где и происходит основное выделение газа. Далее нефть движется по аппарату, занимая по высоте приблизительно половину диаметра, при этом из нефти выделяется газ, не успевший выделиться ранее.  [7]

Нефтегазовые смеси - углеводородные многокомпонентные системы; состоят в осн.  [8]

Нефтегазовая смесь по наклонному сборному коллектору 1 поступает в сепараторы с предварительным отбором газа.  [10]

Нефтегазовая смесь в пласте находится под большим давлением, величина которого может быть заранее неизвестной. При давлении, превышающем давление столба жидкости, заполняющей скважину, может произойти выброс жидкости из ствола скважины и возникает открытое фонтанирование.  [11]

Нефтегазовая смесь от скважины подается в распределительную батарею / и далее через трехходовой клапан 4 может направляться или в линию 5 для измерения расхода жидкости и газа в сепараторе 10 или в линию и, общую для безводной нефти, поступающей со всех скважин.  [13]

Нефтегазовая смесь поступает в гидроциклонную головку 7, в которой под действием центробежных сил она разделяется на нефть и газ.  [14]

Нефтегазовая смесь через гидроциклоны подается в сепаратор, откуда выделившийся газ отводится с установки в газовый коллектор, а нефть сливается в нагревательный отсек А. Из нижней части отсека нефть, разделенная перфорированными разделителями на множество мелких потоков, проникает в полость Б, заполненную горячей промывочной водой. Часть воды при этом выделяется из нефти и с помощью межфазного регулятора уровня отводится с установки. Всплывающая нефть через щель в перегородке перетекает в сборную камеру, откуда под воздействием избыточного давления вытесняется по соединительной трубе в нагревательный отсек. Здесь в полости Е осуществляется вторичная промывка эмульсии через слой горячей воды. Окончательное гравитационное разделение нефти и воды происходит в отстойном отсеке Я, откуда обезвоженная нефть через щель в перегородке протекает в конечную камеру и через исполнительный механизм регулятора уровня отводится в резервуар товарной нефти. Отделившаяся в отстойном отсеке вода, содержащая некоторое количество неотработавшего де-эмульгатора, поступает в камеру, откуда она откачивается насосом Н-2 в линию сырой нефти перед входам ее на установку.  [15]

Страницы:      1    2    3    4    5

www.ngpedia.ru

Нефтегазовые смеси

НЕФТЕГАЗОВЫЕ СМЕСИ (а. oil-gas mixtures; н. Ol-Gas-Gemische; ф. melanges huile-gaz, melanges gaz-petrole; и. mezclas petrolero-gaseosos, mezclas de gas у petroleo, mezclas gas-oil) — углеводородные многокомпонентные системы; состоят в основном из парафиновых, нафтеновых и ароматических углеводородов, а также могут содержать азот, двуокись углерода, сероводород, меркаптаны, гелий, серу, кислород, ртуть, пары воды. Информацию о фазовом состоянии нефтегазовой смеси дают фазовые диаграммы, имеющие петлеобразный вид (рис.).

Расположение характерных точек — критической точки К (точка, в которой жидкая и газообразная фазы становятся идентичными по своим свойствам, ей соответствуют критическая температура Тк и критическое давление Рк), крикон-дентермы KT (соответствует максимальной температуре, при которой могут сосуществовать жидкая и газовая фазы) и криконденбары КБ (максимальное давление, при котором могут сосуществовать обе фазы) — на фазовой диаграмме относительно друг друга и ширина петли диаграммы зависят от химического состава смеси и концентрации компонентов в ней (при достижении концентрации какого-либо компонента смеси 100% критическая точка, крикондентерма и криконденбара сливаются в одну точку и диаграмма нефтегазовой смеси превращается в фазовую диаграмму чистого вещества). Соотношение между термобарическими условиями, в которых находится нефтегазовая смесь, и характерными точками фазовой диаграммы определяет фазовое состояние смеси.

Для пластовых смесей газовых месторождений, которые содержат свыше 98% (молярных) газообразных углеводородов (метан, этан), критическая температура смеси близка к критической температуре метана и, как правило, значительно ниже температуры в пласте Тпл1 и в промысловых сооружениях на поверхности Тп1. В этом случае при любых изменениях давления (области 1=Тпл 1, 1=Тп 1) нефтегазовая смесь находится в однофазном газообразном состоянии (переход таких смесей в парожидкостное состояние возможен лишь при криогенных температурах).

У пластовых смесей газоконденсатных месторождений, содержащих свыше 1% (до 20%) жидких углеводородов (С5+), пластовая температура Тпл2, как правило, располагается в интервале между критической температурой и крикондентермой. В зависимости от соотношения между пластовым давлением Рпл и давлением начала конденсации Рнк (давление, при котором нефтегазовая смесь переходит из однофазного состояния в двухфазное) нефтегазовая смесь может находиться в однофазном газообразном (область 2-2+) и двухфазном парожидкостном состоянии (область 2+-2++). Бывают случаи, когда температура пласта Тпл3 превышает крикон-дентерму пластовой нефтегазовой смеси, т.е. в пластовых условиях смесь находится в однофазном газообразном состоянии (условие 3), а в промысловом оборудовании температура Тпл3 ниже крикон-дентермы и давление Р3 ниже давления начала конденсации Рнк3; при этом нефтегазовая смесь находится в двухфазном парожидкостном состоянии (условие 3++). В большинстве случаев нефтегазовые смеси газоконденсатных месторождений при давлениях, близких к атмосферному, не переходят из двухфазного парожидкостного в однофазное газообразное состояние, что является причиной значительных потерь газового конденсата при разработке месторождений без поддержания пластового давления.

Для нефтегазовой смеси нефтяных месторождений характерны следующие условия: содержание углеводородов С5+ свыше 20% и пластовая температура Тпл4 или Тпл5 ниже критической температуры смеси. Для нефтегазовых смесей, содержащих 40-45% газообразных и легкокипящих углеводородов (т.н. лёгких), температура, соответствующая криконденбаре Ткб, меньше пластовой температуры Тпл4. Смеси отличаются большим коэффициент усадки (отношение объёмов нефти в пластовых и стандартных условиях на поверхности) и высоким газовым фактором (газонефтяным отношением), плотность их приближается к плотности газового конденсата. При меньших содержаниях в нефтегазовой смеси газообразных и легкокипящих углеводородов температура, соответствующая криконденбаре Ткб, превышает пластовую температуру Тпл5. Коэффициент усадки и газонефтяное отношение таких смесей значительно меньше, а плотность выше плотности "лёгких" нефтегазовых смесей. Когда пластовое давление Рпл4 или Рпл5 превышает давление насыщения (давление перехода из однофазного в двухфазное состояние) Рнс4 или Рнс5, нефтегазовые смеси нефтяных месторождений находятся в однофазном жидком состоянии (условия 4 и 5). Если пластовое давление ниже давления насыщения Рнс4 или Рнс5 соответственно, нефтегазовые смеси находятся в двухфазном парожидкостном состоянии (условия 4++ и 5++).

Для фазовых диаграмм нефтегазовой смеси характерно наличие одной (двух) областей, в которых наблюдаются ретроградные явления: переход нефтегазовой смеси из однофазного газообразного в двухфазное парожидкостное состояние при изотермическом снижении давления (ретроградная конденсация — область I) и переход из однофазного жидкого в двухфазное парожидкостное состояние при изобарическом снижении температуры (ретроградное испарение — область II). Первое наблюдается у пластовых смесей газоконденсатных месторождений, второе — на месторождениях лёгкой нефти (у нефтегазовых смесей нефтяных месторождений область II отсутствует). Сначала при снижении давления (изотерма 2=2+-2++, область I) или температуры (изобара 4+-Рнс4, область II) наблюдается увеличение объёма образующейся фазы, затем — снижение. При дальнейшем уменьшении давления или температуры нефтегазовые смеси снова переходят в однофазное состояние.

Фазовая диаграмма нефтегазовой смеси строится по данным, полученным экспериментально при исследовании нефтегазовой смеси на специальных установках высокого давления (УГК=3, УФР=1, УФР=2, PVT=7), а также рассчитывается на основании решения уравнений фазовых концентраций.

www.mining-enc.ru

Нефтегазовые смеси - это... Что такое Нефтегазовые смеси?

 Нефтегазовые смеси         (a. oil-gas mixtures; н. Ol-Gas-Gemische; ф. melanges huile-gaz, melanges gaz-petrole; и. mezclas petrolero-gaseosos, mezclas de gas y petroleo, mezclas gas-oil) - углеводородные многокомпонентные системы; состоят в осн. из парафиновых, нафтеновых и ароматич. углеводородов, a также могут содержать азот, двуокись углерода, сероводород, меркаптаны, гелий, cepy, кислород, ртуть, пары воды. Информацию o фазовом состоянии H. c. дают фазовые диаграммы, имеющие петлеобразный вид (рис.). Фазовая диаграмма нефтегазовой смеси.         Расположение характерных точек - критич. точки K (точка, в к-рой жидкая и газообразная фазы становятся идентичными по своим свойствам, ей соответствуют критич. темп-pa Tк и критич. давление Pк), крикон-дентермы KT (соответствует макс. темп-pe, при к-рой могут сосуществовать жидкая и газовая фазы) и криконденбары КБ (макс. давление, при к-ром могут сосуществовать обе фазы) - на фазовой диаграмме относительно друг друга и ширина петли диаграммы зависят от хим. состава смеси и концентрации компонентов в ней (при достижении концентрации к.-л. компонента смеси 100% критич. точка, крикондентерма и криконденбара сливаются в одну точку и диаграмма H. c. превращается в фазовую диаграмму чистого вещества). Соотношение между термобарич. условиями, в к-рых находится H. c, и характерными точками фазовой диаграммы определяет фазовое состояние смеси.         Для пластовых смесей газовых м-ний, к-рые содержат св. 98% (молярных) газообразных углеводородов (метан, этан), критич. темп-pa смеси близка к критич. темп-pe метана и, как правило, значительно ниже темп-ры в пласте Tпл 1 и в промысловых сооружениях на поверхности Tп1. B этом случае при любых изменениях давления (области 1=Tпл1, 1=Tп1) H. c. находится в однофазном газообразном состоянии (переход таких смесей в парожидкостное состояние возможен лишь при криогенных темп-pax).         У пластовых смесей газоконденсатных м-ний, содержащих св. 1% (до 20%) жидких углеводородов (C5+), пластовая темп-pa Tпл2, как правило, располагается в интервале между критич. темп-рой и крикондентермой. B зависимости от соотношения между пластовым давлением Pпл и давлением начала конденсации Pнк (давление, при к-ром H. c. переходит из однофазного состояния в двухфазное) H. c. может находиться в однофазном газообразном (область 2-2+) и двухфазном парожидкостном состоянии (область 2+- 2++). Бывают случаи, когда темп-pa пласта Tпл3 превышает крикон-дентерму пластовой H. c., т.e. в пластовых условиях смесь находится в однофазном газообразном состоянии (условие 3), a в промысловом оборудовании темп-pa Tпл3 ниже крикон-дентермы и давление P3 ниже давления начала конденсации Pнк3; при этом H. c. находится в двухфазном парожидкостном состоянии (условие 3++). B большинстве случаев H. c. газокон-денсатных м-ний при давлениях, близких к атмосферному, не переходят из двухфазного парожидкостного в однофазное газообразное состояние, что является причиной значит. потерь газового конденсата при разработке м-ний без поддержания пластового давления.         Для H. c. нефт. м-ний характерны следующие условия: содержание углеводородов C5+ св. 20% и пластовая темп-pa Tпл4 или Tпл5 ниже критич. темп-ры смеси. Для H. c, содержащих 40-45% газообразных и легко-кипящих углеводородов (т.н. лёгких), темп-pa, соответствующая криконденбаре Tкб, меньше пластовой темп-ры Tпл4. Смеси отличаются большим коэфф. усадки (отношение объёмов нефти в пластовых и стандартных условиях на поверхности) и высоким газовым фактором (газонефтяным отношением), плотность их приближается к плотности газового конденсата. При меньших содержаниях в H. c. газообразных и легкокипящих углеводородов темп-pa, соответствующая криконденбаре Tкб, превышает пластовую темп-py Tпл5. Коэфф. усадки и газонефтяное отношение таких смесей значительно меньше, a плотность выше плотности "лёгких" H. c. Когда пластовое давление Pпл4 или Pпл5 превышает давление насыщения (давление перехода из однофазного в двухфазное состояние) Pнс4 или Pнс5, H. c. нефт. м-ний находятся в однофазном жидком состоянии (условия 4 и 5). Если пластовое давление ниже давления насыщения Pнс4 или Pнс5 соответственно, H. c. находятся в двухфазном парожидкостном состоянии (условия 4++ и 5++).         Для фазовых диаграмм H. c. характерно наличие одной (двух) областей, в к-рых наблюдаются ретроградные явления: переход H. c. из однофазного газообразного в двухфазное парожидкостное состояние при изотермич. снижении давления (ретроградная конденсация - область I) и переход из однофазного жидкого в двухфазное парожидкостное состояние при изобарич. снижении темп-ры (ретроградное испарение - область II). Первое наблюдается y пластовых смесей газоконденсатных м-ний, второе - на м-ниях лёгкой нефти (y H. c. нефт. м-ний область II отсутствует). Сначала при снижении давления (изотерма 2=2+-2++, область I) или темп-ры (изобара 4+-Pнс4, область II) наблюдается увеличение объёма образующейся фазы, затем - снижение. При дальнейшем уменьшении давления или темп-ры H. c. снова переходят в однофазное состояние.         Фазовая диаграмма H. c. строится по данным, полученным экспериментально при исследовании H. c. на спец. установках высокого давления (УГК=3, УФР=1, УФР=2, PVT=7), a также рассчитывается на основании решения уравнений фазовых концентраций. Литература: Амикс Д ж., Бacc Д., Уайтинг P., Физика нефтяного пласта, пер. c англ., M., 1962; Намиот A. Ю., Фазовые равновесия в добыче нефти, M., 1976; Гуревич Г. P., Брусиловский A. И., Справочное пособие по расчету фазового состояния и свойств газоконденсатных смесей, M., 1984. Г. P. Гуревич.

Горная энциклопедия. — М.: Советская энциклопедия. Под редакцией Е. А. Козловского. 1984—1991.

  • Нефтегазовая залежь
  • Нефтегазовый институт

Смотреть что такое "Нефтегазовые смеси" в других словарях:

  • Сторонкин, Алексей Васильевич — А. В. Сторонкин. 1976 Алексей Васильевич Сторонкин (22 октября 1916, Петроград 14 июня 1994, Санкт Петербург) советский физикохимик, основатель кафедры теории растворов (в дальнейшем п …   Википедия

  • Сторонкин — Сторонкин, Алексей Васильевич А. В. Сторонкин. 1976 Алексей Васильевич Сторонкин (22 октября 1916, Петроград 14 июня 1994, Санкт Петербург) советский физикохимик, основатель кафедры теории растворов (в дальнейшем переименованной им в кафедру… …   Википедия

  • Нефть — (Oil) Нефть это горючая жидкость Добыча и переработка запасов нефти является основой экономики многих стран Содержание >>>>>>>>>>>>>>>>> …   Энциклопедия инвестора

  • Газовое производство — Светильный газ (le gaz d eclairage, gaz light, Leuchtgas) смесь газов, горящая светящим пламенем, содержащая болотный газ Ch5 и другие углеводородные газы и пары; получается при сухой перегонке (см. это слово), т. е. накаливанием в ретортах, без… …   Энциклопедический словарь Ф.А. Брокгауза и И.А. Ефрона

  • Баку — У этого термина существуют и другие значения, см. Баку (значения). Город Баку азерб. Bakı, Бакы …   Википедия

  • Газотурбинная электростанция — Газотурбинная электростанция  современная, высокотехнологичная установка, генерирующая электричество и тепловую энергию. Основу газотурбинной электростанции составляют один или несколько газотурбинных двигателей силовых агрегатов,… …   Википедия

  • Цена на нефть — Нефтяные вышки в Лос Анджелесе (1896) Цена на нефть, $ за баррель, 1997 2008 (NYMEX Light Sweet Crude Oil Futures Prices) Цена на нефть, $ за баррель, 1998 ноябрь 2008 …   Википедия

dic.academic.ru

Характеризация нефтяной смеси — КиберПедия

В результате лабораторного анализа образцов нефти были получены следующие данные:

 

Свойства образца нефти
Молекулярная масса 300.00
Плотность (в API) 48.75

 

Содержание компонентов в газовой фазе (в % об. жидк.)  
Изобутан 0.19
Н-Бутан 0.11
Изопентан 0.37
Н-пентан 0.46
     

 

Разгонка образца нефти  
Доля отгона (в % об.) Температура (°С) Молек. масса
0.00 26.00 68.00
10.00 124.00 119.00
20.00 176.00 150.00
30.00 221.00 182.00
40.00 275.00 225.00
50.00 335.00 282.00
60.00 400.00 350.00
70.00 490.00 456.00
80.00 590.00 585.00
90.00 692.00 713.00
98.00 766.00 838.00
       

 

Плотность фракций разгонки  
Доля отгона (в % об.) Плотность (в кг/м3)
13.00 725.00
33.00 758.00
57.00 796.00
74.00 832.00
91.00 897.00
Вязкость фракций  
Доля отгона (в % об.) Вязкость (в сР) при 40°С Вязкость (в сР) при100°С
10.00 0.20 0.10
30.00 0.75 0.30
50.00 4.20 0.80
70.00 39.00 7.50
90.00 600.00 122.30
         

Процедура характеризации нефти будет использована для преобразования вышеприведенных данных в нефтяные псевдокомпоненты.

1.Чтобы начать процедуру характеризации нефти, перейдите на закладку Диспетчер нефтейспециализированного окна Диспетчер базиса, как показано ниже (Рис.3.3):

 

Рис.3.3. Закладка Диспетчер нефтейспециализированного окна Диспетчер базиса

Если на экране нет окна Диспетчера базисаи Unisim не находится в среде базиса, нажмите на кнопку Среда базиса.

В поле Связанный пакет свойстввыводится имя пакета свойств, который будет использован для расчета свойств нефтяной смеси. Так как в нашей задаче определен только один пакет свойств, Unisim сделал его Связанным пакетом свойствпо умолчанию. Текстовое сообщение в правой части окна говорит нам о том, что перед тем как войти непосредственно в нефтяной пакет, необходимо обеспечить выполнение двух условий:

• В задаче должен присутствовать хотя бы один Пакет свойств, который необходимо связать с нефтяным пакетом. В нашем примере мы выбрали для этой цели единственный имеющийся пакет свойств Базис-1.

• Термодинамический пакет из связанного пакета свойств должен быть способен рассчитывать гипотетические компоненты. В нашем примере мы выбрали термодинамический пакет Peng-Robinson, который удовлетворяет этому условию.

2.Итак, мы приступаем к процедуре характеризации нефти. Для этого выполните одно из следующих действий:

• Щелкните мышью по кнопке Вход в нефтяной пакетна закладке Диспетчер нефтейспециализированного окна Диспетчер базиса.

• Щелкните мышью по кнопке Нефтяной пакетна панели инструментов. Откроется специализированное окно Характеризация нефти(Рис.3.4).

Рис.3.4. Специализированное окно Характеризация нефти

Окно Характеризация нефтипозволяет создавать, изменять, а также выполнять другие действия с наборами данных и нефтяными смесями. В нашем примере для характеризации нефти используется всего один набор данных.

В общем случае, процедура характеризации нефтяной смеси включает три этапа:

• Задание экспериментальных данных для создания Набора данных.

• Создание нефтяной Смеси- смешение нескольких образцов с разными разгонками и нарезка на ряд отдельных псевдокомпонентов.

• Инсталляция полученного набора псевдокомпонентов в схему.

Задание экспериментальных данных

1.Щелкните мышью по кнопке Добавитьна закладке Наб.данныхспециализированного окна Характеризация нефти. Откроется специализированное окно Исходная смесь(Рис.3.5).

По умолчанию Unisim задает имя набора данных Assay-1. Вы можете изменить его на любое другое, вписав в поле ввода Имя.

Рис.3.5. Специализированное окно Исходная смесь

Когда изображенное выше специализированное окно появляется в первый раз, в нем содержится минимум информации. В зависимости от того, какие данные будут заданы, окно изменит свой внешний вид, и появятся дополнительные возможности для ввода информации.

2.В нашем примере имеются свойства образца (плотность и молекулярный вес нефти). Поэтому в поле Свойства образцаиз падающего списка выберите вариант Used(использовать). Вид окна изменился.

3. В этом примере мы зададим разгонку ИТК. Откройте падающий список в поле Вид данных, щелкнув по нему мышкой. Выберите пункт ТВР (ИТК)(Рис.3.6).

Рис.3.6. Ввод данные в окне Исходная смесь

4.Поскольку у нас есть состав газовой части, в поле Газ.частьвыберите пункт Input Composition(ввод состава). В групповой рамке Исходные данныепоявилась селективная кнопка Газ.часть.

Теперь необходимо указать программе, что будут задаваться кривые молекулярного веса, плотности и вязкости. Причем кривая молекулярного веса задается в тех же точках, что и разгонка (что соответствует зависимой кривой), а кривые плотности и вязкости задаются независимо от точек разгонки (независимые кривые).

Значения физических свойств представляют собой средние значения для некоторого интервала. В данных же разгонки указывается температура, при которой испаряется последняя капля данного интервала. Все зависимые свойства задаются в конечных точках интервала, и относятся к интервалам, ограниченным заданными температурами. Независимые значения – это значения свойства, относящиеся к узкой фракции, соответствующей указанной доле отгона.

5.В поле Кривая мол.весавыберите пункт Зависимая.К ряду селективных кнопок в рамке Исходные данныебудет добавлена еще одна селективная кнопка Молек. масса.

6. В полях Кривая плотностии Кривая вязкостивыберите вариант Независимая.Обратите внимание, что были добавлены не одна, а две кнопки, касающиеся вязкости, что позволит Вам задать значения вязкости при двух температурах (Рис.3.7).

Рис.3.7. Ввод данные в окне Исходная смесь

Итак, в групповой рамке Исходные данныетеперь присутствуют семь селективных кнопок. Мы будем вводить экспериментальные данные в том порядке, в котором расположены эти кнопки.

Задание свойств образца нефти

Мы имеем данные о молекулярной массе (300) и плотности (48.75°АР1). Чтобы ввести эти данные в программу, сделайте следующее:

1. Щелкните по селективной кнопке Св. образца, и справа появится таблица для задания свойств нефти.

2. В поле Молекулярный весвведите значение 300. В поле Стандартная плотностьвведите значение 48.75и нажмите на клавишу <Пробел>. Будет активизирован список выбора единиц измерения, в котором сейчас выбраны единицы измерения плотности, принятые по умолчанию (kg/тЗ). Выберите нужные единицы измерения (API_60) и нажмите на клавишу <Enter>(Рис.3.8.).

Обратите внимание, что программа автоматически пересчитала значение плотности, заданное Вами в единицах API,в принятые по умолчанию кг/мЗ.

В данном случае у нас нет данных о Факторе (UOP)K Ватсонили Вязкостинефти.

Рис.3.8. Ввод данные в окне Исходная смесь

Задание состава газовой части

1. Щелкните по селективной кнопке Газовая часть.

2. Убедитесь, что в качестве единиц выбраны Об. % жидкости. Введите данные по составу газовой части (Рис.3.9).

Рис.3.9. Ввод данных по составу газовой части

В соответствующем поле внизу специализированного окна программа покажет Процент газов в смеси.

Обратите внимание, что данные отнесены ко всему образцу и задаются не в объемных процентах газа, соответствующих мольным процентам, а в оьъемных процентах жидкости.

Задание разгонки

Следующий шаг - задание экспериментальных данных по разгонке нефти:

1. Щелкните по селективной кнопке Разгонка. Обратите внимание, требуется ввести как минимум пять точек, чтобы рассчитать кривую разгонки.

2. Убедитесь, что в качестве единиц выбраны Об. % жидкости.

3. Нажмите кнопку Правка. На экране появится окно для ввода разгонки. Введите кривую разгонки, как показано на рисунке (Рис.3.10):

Рис.3.10. Окно для ввода разгонки

4.Щелкните по кнопке ОК, чтобы вернуться обратно в специализированное окно Исходная смесь.

Задание кривой молекулярных масс

Щелкните по селективной кнопке Молекулярный вес. Справа возникнет таблица для ввода точек кривой молекулярного веса. Поскольку было указано, что будет задана зависимая кривая молекулярного веса, значения долей отгонауже имеются в таблице (такие же, как в заданной нами кривой разгонки).

1. Нажмите кнопку Правка, чтобы войти в режим редактирования таблицы, и задайте данные (Рис.3.11).

Рис.3.11. Задание кривой молекулярных масс

2.По окончании ввода нажмите кнопку ОК.

Задание кривой плотности

Щелкните мышью по селективной кнопке Плотность. Справа возникнет таблица для ввода точек кривой плотности.

1.Нажмите кнопку Правка, чтобы войти в режим редактирования таблицы, и задайте данные (Рис.3.12).

Рис.3.12. Задание кривой плотности

2 .По окончании ввода нажмите кнопку ОК.

Задание кривых вязкости

Чтобы задать кривые вязкости:

1. Щелкните по селективной кнопке Вязкость 1, справа возникнет таблица для задания данных. Убедитесь, что в поле Тип вязкостивыбран вариант Динамическая вязкость.

2. Чтобы указать системе, что будут задаваться две кривые вязкости, в групповой рамке Кривые вязкостиследует выбрать селективную кнопку Обе кривые.

3. Нажмите кнопку Правкаи введите данные для первой кривой вязкости, как показано на рисунке (Рис.3.13). Первая кривая вязкости соответствует температуре 40°С:

Рис.3.13. Задание кривых вязкости

4. По окончании ввода нажмите кнопку ОК.

5. Щелкните по селективной кнопке Вязкость 2и нажмите кнопку Правка. Задайте точки второй кривой вязкости (Рис.3.14). Эта кривая соответствует температуре 100°С:

Рис.3.14. Задание кривых вязкости

6. По окончании ввода нажмите кнопку ОК.

7. Перейдите на закладку Параметры по умолчаниюи установите следующие настройки (Рис.3.15):

Рис.3.15. Закладка Параметры по умолчанию

Итак, мы закончили задание экспериментальных данных. Нажмите клавишу Рассчитать, которая находится нижней части окна. Unisim рассчитает исходную смесь, причем индикатор внизу окна изменит свой цвет на зеленый и будет выведена надпись «Нефть (Assay) рассчитана». На закладке Рабочие кривыевыводятся результаты расчета (Рис.3.16).

Рис.3.16. Закладка Рабочие кривые

Программа рассчитала рабочие кривые (50 точек). Воспользуйтесь вертикальной полосой прокрутки для того, чтобы увидеть остальные точки, не поместившиеся на экране. Чтобы увидеть рабочие кривые в графическом виде, перейдите на закладку График(Рис.3.17). Какая кривая выводится, выбирается из падающего списка в поле Свойство.

Рис.3.17. Закладка График

По оси абсцисс на графике отложена доля отгона в процентах, а по оси ординат - температура в градусах Цельсия. На график можно вывести любую из заданных кривых.

Остальные закладки окна Исходная смесьсодержат дополнительную информацию, не рассматриваемую подробно в данном примере. Закройте окно Исходная смесь, чтобы вернуться обратно в окно Характеризация нефти.

Следующим шагом будет «нарезка» смеси на отдельные псевдокомпоненты.

Разбивка на псевдокомпоненты (задание смеси)

1 .Перейдите на закладку Смесиокна Характеризация нефти. Нажмите кнопку Добавить..., откроется специализированное окно Смесь(Рис.3.18).

Рис.3.18. Специализированное окно Смесь

2.В списке Имеющихся наборов данныхвыберите Assay-1и нажмите кнопку Добавить—>, после чего программа выполнит две операции:

• Набор данных будет загружен в таблицу Расходы. Обратите внимание, что, поскольку в нашей задаче мы используем только один набор данных не обязательно сейчас задавать расход для этого набора данных.

• Смесь будет «нарезана» на отдельные псевдокомпоненты (используя текущий Вариант нарезки)

В данном случае, мы использовали установленное по умолчанию значение варианта нарезки –Автоматическая. Программа Unisim разбивает смесь на псевдокомпоненты в соответствии со следующими правилами:

• от начала кипения до 430°C смесь разбивается на фракции шириной 14°C

• от 430°C до 650°C смесь разбивается на 8 фракций шириной примерно 28°C

• от 650°C до 760°C смесь разбивается на 2 фракции шириной 55°C

Имейте в виду, что температура начала кипения смеси является начальной точкой для первого интервала разбиения. Эта точка выбирается программой равной температуре кипения самого тяжелого компонента в газовой части, в нашем случае это н-пентан. Температура кипения пентана равна 36°С, таким образом, мы получаем (430-36)/14 « 28псевдокомпонентов в первом интервале. Перейдите на закладку Таблицы, чтобы увидеть свойства этих псевдокомпонентов, рассчитанные программой (Рис. 3.19).

Рис.3.19. Закладка Таблицы

Полученные псевдокомпоненты могут быть использованы в расчете схемы. Однако, если необходимо «нарезать» исходную смесь по-другому, вернитесь на закладку Данные. В поле Вариант нарезкииз падающего списка выберите Задать диапазоны. Появится групповая рамка Выбор диапазонов.

Задайте температуры и число фракций, как показано на рисунке, и нажмите кнопку ОК (Рис.3.20).

Рис.3.20. Задание температуры и числа фракций

Потенциальное содержание продуктов

Часто бывает полезным знать потенциальное содержание продуктов в нефти. Для этого перейдите на закладку Таблицыи в групповой рамке Вид таблицывыберите вариант Распределение. В таблице Распределение фракцийпредставлено потенциальное содержание прямогонных продуктов (Рис.3.21).

Рис.3.21. Таблица Распределение фракций

Обратите внимание, что в групповой рамке Температурные границыВы можете редактировать температуры кипения продуктов или выбрать другой набор продуктов. В групповой рамке Управление таблицейзадаются, в каких единицах представлены данные.

Значения выходов продуктов могут быть использованы для оценки расходов потоков, выходящих из атмосферной колонны.

Полезную информацию Вы можете получить и на других закладках этого окна. После того, как Вы закончите просмотр интересующей Вас информации, закройте окно Смеси, чтобы вернуться в окно Характеризация нефти. Нефтяная смесь теперь полностью задана, и следующий шаг - инсталляция подготовленной смеси в схему.

cyberpedia.su