Влияние парогазотеплового воздействия на пластовые жидкости. При увеличении температуры вязкость нефти


Влияние парогазотеплового воздействия на пластовые жидкости

Главным свойством, определяющим эффек­тивность извлечения нефти из пластов при теп­ловом воздействии, является более быстрое уменьшение вязкости нефти по сравнению с вязкостью воды при повышении температуры. Эффективность вытеснения нефти определяет­ся соотношением вязкости нефти и вытесняю­щей жидкости (или газа).

При повышении тем­пературы соотношение вязкости нефти и вяз­кости воды падает. Такая зависимость отноше­ния вязкостей характерна для тяжелых высо­ковязких нефтей. Однако для легких маловяз­ких нефтей отношение может и возрастать с увеличением температуры.

На рис. 68 показаны отношения вязкостей нефти ( 0) и воды ( в) от температуры [120]. При переходе воды в пар отношение вязкостей нефть — вода (пар) резко падает. Рост вязкости газов при повышении температуры является общей тенденцией для газов, в том числе и пара (рис. 69).

Иначе ведут себя неуглеводородные газы при повышении температуры. Растворимость наи­более активного газа продукта горения — дву­окиси углерода падает с ростом температуры весьма значительно (рис. 70). Коэффициент растворимости С02 в воде падает в шесть раз при увеличении температуры с 20° С до 100° С.

Растворение неуглеводородных газов в не­фти приводит к снижению вязкости и плотнос­ти последней, а испарение легких углеводоро­дов — к обратному эффекту [110].

Вследствие отставания температурного фронта от гидродинамического вытеснение не­фти при газотермическом воздействии, раство­рение углеводородных газов (в основном С02) наблюдается перед тепловым фронтом, а обога­щение газовой фазы углеводородными компо­нентами — за тепловым фронтом [137].

Положительное воздействие неуглеводород­ной составляющей газовой фазы, проявляюще­еся в снижении вязкости нефти и уменьшении ее плотности, происходит только в неохвачен­ной теплом зоне. Причем для высоковязких нефтей превалирующим действием оказывает­ся снижение вязкости при растворении газов, а для маловязких — уменьшением плотности.

 

Другим положительным аспектом изменения фазового равновесия системы является обра­зование конденсатной оторочки перед тепловым фронтом за счет опережения теплового фронта легкими углеводородными компонентами, дви­жущимися в газовой фазе, и конденсации их в непрогретой зоне.

Для экспресс-оценки эффекта дистилляции легких углеводородов получены корреляцион­ные зависимости при вытеснении различных нефтей паром [144]. Корреляционные зависи­мости коэффициента вытеснения нефти за счет механизма дистилляции от условной плотно­сти (измеряемой в градусах API: 1 г/см3 = 141,5/(131,5+ 10 API) и кинематической вязкос­ти (1 сСт =10-6 м2 /с) приведены на рис. 71. Эти данные получены после достаточно долгого теп­лового воздействия и поэтому не зависят от начальной нефтенасыщенности. Однако в ра­боте [54] отмечается, что способ оценки эффекта дистилляции не отражает по существу особен­ностей гидродинамического механизма вытес­нения.

При нагревании пласта происходит тепло­вое расширение пластовых жидкостей и скеле­та. Для углеводородов коэффициент теплового расширения составляет около 10-3 (°К)-1 . Для твердых тел коэффициент теплового расшире­ния гораздо меньше, например, для кварца в диапазоне температур 0—100° С он составляет 3,8*10-5 (°К) , для природных песков в ди­апазоне 25—450° С средний коэффициент теплового расширения приблизительно равен 5*10-5 (°К)-1. Следует отметить, что тепловое расширение пластовых жидкостей и пористой среды значительно меньше теплового сжатия вытесняющего агента за счет конденсации пара и сжимаемости газов.

Похожие статьи:

poznayka.org

28. Изменение подпора перед станциями при изменении вязкости перекачиваемой нефти

В течение года при сезонной смене температуры вязкость транспортируемой нефти изменяется (рис. 1.20). В случае повышения температуры нефти от t1 до t2 , вязкость нефти уменьшается. Это приводит к уменьшению гидравлического сопротивления трубопровода (h3<h2) и возрастанию расхода (Q2>Q1).

Рассмотрим влияние изменения вязкости нефти на величину подпоров ПС. Предположим, что на всех станциях установлено одинаковое число однотипных насосов, подпор на головной перекачивающей станции hП , остаточный напор на конечном пункте hОСТ. Примем для простоты, что нефтепровод состоит из одного эксплуатационного участка NЭ=1, а число ПС составляет n (рис. 1.21).

Напор перекачивающей станции в зимний период составит

, (1.58)

в летний период

, (1.59)

где h2, h3 – суммарные потери напора в трубопроводе, соответственно в зимний и летний периоды.

Рис. 1.20. Совмещенная характеристика трубопровода и ПС

при изменении вязкости нефти

Рис. 1.21. Влияние сезонного изменения вязкости нефти

на величину подпоров перед ПС

Из начальной точки профиля трассы отложим в вертикальном масштабе значения h2 и h3 , затем вершины отрезков соединим прямыми с точкой zK+hОСТ. Полученные линии соответствуют положению линий гидравлических уклонов в зимний i1 и летний i2 периоды.

Представим, что трасса трубопровода – восходящая прямая AB. Как видно из построений, при расстановке станций такая трасса будет разбита на равные участки длиной L/n. При этом линии гидравлических уклонов i1 и i2 пересекут линию AB в одних и тех же точках. Это говорит о том, что при монотонном профиле трассы нефтепровода изменение вязкости нефти не оказывает влияния на величину подпоров на входе промежуточных ПС.

В реальных условиях профиль трассы может быть сильно пересеченным, тогда расстояния между перекачивающими станциями будут неодинаковы (l1l2l3ln). Рассмотрим изменение подпора перед ПС в этом случае.

Величину подпора HC перед с-й ПС можно найти из уравнения баланса напоров

, (1.60)

откуда

, (1.61)

где a=mMaM и b=mMbM.

Значение расхода в выражении (1.61) определяется из уравнения баланса напоров нефтепровода в целом (1.37), что позволяет записать

. (1.62)

После подстановки (1.62) в (1.61), получим

откуда

(1.63)

Как следует из выражения (1.63), от величины вязкости зависит только один сомножитель , так как.

Введем обозначения:

;

;

–среднее расстояние между перекачивающими станциями на участке до с-й ПС;

–среднее арифметическое расстояние между ПС;

С учетом принятых упрощений выражение (1.63) можно представить в виде

, (1.64)

где .

Величина F прямо пропорционально зависит от изменения вязкости нефти: при снижении вязкости уменьшается и величина F.

Если выполняется условие Lср< lср(С), то при уменьшении вязкости подпор на с-й ПС возрастает. В противном случае при Lср> lср(С) подпор на с-й ПС снижается и может оказаться меньше допустимого значения Hmin (рис. 1. 21). В случае расстановки ПС согласно гидравлическому расчету при минимальной температуре нефти (t1=tmin, 1=mах), необходимо проанали­зи­ровать работу каждого перегона в летний период.

В летнее время, если позволяет прочность трубы, можно увеличить подпор на ГПС включением дополнительного последовательно соединенного подпорного насоса.

studfiles.net

Температура и вязкость нефтепродуктов - Справочник химика 21

    Пригодность масла к применению для данного механизма определяется не только его вязкостью, но также характером изменения ее с изменением температуры. Вязкость нефтепродукта, как и любого другого вещества, увеличивается при понижении температуры и уменьшается при ее повышении, причем это изменение вязкости для разных продуктов различно. [c.9]     Определение условной вязкости в градусах Энглера рекомендуется применять при характеристике нефтепродуктов, вязкость которых не меньше = 1,15 и которые в процессе испытания дают непрерывно вытекающую струю. При понижении температуры вязкость нефтепродуктов увеличивается, а при повышении— понижается. Изменение вязкости с изменением температуры тем значительнее, чем более вязким является нефтепродукт. [c.256]

    Качество продуктов контролируется и регулируется анализаторами качества, которые включены в систему регулирования. Назначение анализаторов качества автоматическое определение вязкости, температуры вспышки, начала кипения светлых нефтепродуктов, определение содержания соли в воде и воды в нефти, определение фракционного состава, плотности. Существуют также следующие приборы хроматограф промышленный автоматический, газоанализатор оптико-акустический для автоматического определения содержания (в %) окиси углерода, газоанализатор магнитно-электрический для автоматического определения содержания (в %) кислорода прибор для определения вязкости нефтепродукта на потоке. [c.222]

    Для определения температурных кривых вязкостей нефтепродуктов пользуются номограммой рис. 1 (см. вклейку в конце книги), в которой по оси ординат отложены значения вязкости в санти-стоксах сст) и указаны соответствующие им значения условной вязкости в градусах, а по оси абсцисс отложены значения температуры в градусах 100°-ной шкалы. Зависимость вязкости от температуры изображается прямой линией. Для построения последней на номограмму наносят для одного и того же нефтепродукта точки, соответствующие вязкостям при двух любых температурах, и через них проводят прямую линию, которая и определяет изменение вязкости данного нефтепродукта с изменением температуры. [c.14]

    По этой формуле Е. Г. Семенидо была составлена номограмма (рис. 13, см. форзац в конце книги), на оси абсцисс которой для удобства пользования отложена температура, а на оси ординат вязкость. Пользуясь номограммой, можно найти вязкость нефтепродукта при любой заданной температуре, если известна его кинематическая вязкость нри двух других температурах. В этом случае значения известных вязкостей соединяют прямой и продолжают ее до пересечения с линией температуры. Точка пересечения с ней отвечает искомой вязкости. Номограмма пригодна для определения вязкости всех видов н идких нефтепродуктов. [c.52]

    Номограмма для определения вязкости нефтепродуктов в зависимости от температуры.............. [c.5]

    Вискозиметр типа В У сом опт из двух латунных сосудов внутреннего рабочего сосуда А, в который заливают испытуемую нефть или нефтепродукт, и внешнего В, играющего роль нагревательной бани. В баню наливают горячую воду или масло, нагретые до температуры, несколько превышающей температуру, при которой должна определяться вязкость нефтепродукта. Температуру бани поддерживают па одном уровне, подливая воду или масло [c.22]

    Для определения вязкости нефтепродуктов при различных температурах можно использовать номограммы, одна из которых, составленная Г. В. Виноградовым по формуле Вальтера, приведена на рис.. 7. При пользовании этой номограммой прямыми линиями соединяют попарно точки, соответствующие значениям вязкости при трех известных температурах с точками этих температур. Проведенные линии либо пересекаются в одной точке (фигуративная точка) или образуют треугольник (в этом случае фигуративной точкой служит центр тяжести треугольника). Если затем требуется определить вязкость прн какой-либо другой тем- [c.16]

    Как уже сказано выше, вязкость нефтепродуктов изменяется с температурой HG пропорционально. [c.257]

    В настоящем параграфе мы рассмотрим наиболее распространенные формулы и графики, выражающие зависимость вязкости нефтепродуктов от температуры. [c.257]

    Вязкость смесей можно определять также по логарифмической сетке, предложенной Е. Семенидо, в основу которой положена формула (XI. 34), выражающая зависимость вязкости нефтепродуктов от температуры [95а]. [c.277]

    Графически эта задача решается следующим образом. На линии, соответствующей 100% нефтепродукта Л, точкой отмечают вязкость этого нефтепродукта, на нулевой линии нефтепродукта А (100% продукта В) точкой отмечают вязкость нефтепродукта В. Обе точки соединяют прямой линией, на которой отмечают точку, соответствующую процентному содержанию нефтепродуктов и 5 в смеси. От этой точки проводят горизонтальную линию до пересечения с осью ординат и по точке пересечения отсчитывают вязкость смеси. Так, при смешении 60% нефтепродукта Л вязкостью 5,97° ВУ с 40% нефтепродукта В вязкостью 19,51° ВУ получается смесь вязкостью 9,2° ВУ при той же температуре. [c.277]

    Вискозиметры Пинкевича и Митрофановой приняты в СССР в качестве стандартных для онределения кинематической вязкости нефтепродуктов,, текучих при температуре определения (ГОСТ 33-53). [c.302]

    Для определения кинематической вязкости нефтепродукта при заданной температуре выбирают вискозиметр с таким расчетом, чтобы время истечения нефтепродукта было в пределах 180—300 сек. [c.303]

    Расхождение между параллельными определениями кинематической вязкости нефтепродуктов пе должно превышать 0,5% от среднего арифметического нри температуре от —30 до 100° включительно и 2,5% при температурах ниже —30°. [c.305]

    Чаще всего определение условной вязкости нефтепродукта в вискозиметре ВУ проводят при температурах 20, 50 и 100 . На практике для этой цели обычно пользуются двумя вискозиметрами, один из которых имеет постоянную водяную баню, другой — гудронную. [c.319]

    В зоне АБ состав дисперсионной среды, ее растворяющая способность, концентрация твердой фазы, соотношение в твердой фазе парафинов и асфальтенов так же, как размер и форма частиц дисперсной фазы, оказывают влияние на кинетику структурирования системы, ее структурно-механическую прочность и устойчивость. При сохранении в этой зоне постоянства структурной вязкости устойчивость системы не изменяется. При повышении температуры системы свойства геля изменяются, изменяется его механическая прочность н система приобретает текучие свойства прн температуре, соответствующей температуре застывания нефтепродукта (точка Б) гель переходит в состояние аномальной жидкости. [c.37]

    Повышение температуры комплексообразования, с одной стороны, способствует образованию комплекса, поскольку при этом снижается вязкость нефтепродукта, увеличивается растворимость компонентов друг в друге и т. д., а с другой стороны, сдвигает равновесие по уравнению (8) влево, т. е. способствует распаду комплекса. Понижение температуры ниже определенных пределов, естественно, тормозит реакцию комплексообразования, поскольку при этом повышается вязкость, снижается растворимость и т. д. В то же время при [c.69]

    Как мы указывали выше, смолы являются смесью различных групп соединений, каждая из которых по-разному может влиять на кристаллизацию выделяющихся из нефтяных фракций углеводородов, Кроме того, наличие большого количества смол в нефтях и особенно в мазутах резко увеличивает вязкость среды, что, как известно, затрудняет рост кристаллов. Наконец, смолы являются веществами, понижающими температуру застывания нефтепродуктов. К этому вопросу мы вернемся далее, когда будем рассматривать механизм действия присадок, понижающих температуру застывания масла. [c.102]

    А. Температура. При понижении температуры вязкость увеличивается, при повышении — уменьшается. Данные определения вязкости нефтепродуктов при различных температурах, выраженные в системе координат, представляют плавную кривую (фиг. 1). [c.42]

    Повышение вязкости нефтепродуктов с понижением температуры является общей закономерностью. Однако степень изменения вязкости с изменением температуры не является одинаковой и зависит от химического состава нефтепродукта. ПАС нефтяного происхождения, как и все смазочные масла, должны обладать хорошими вязкостно-температурными свойствами, т.е. мало изменять вязкость с изменением температуры. Известно, что наилучшими вязкостно-температурными свойствами обладают парафиновые углеводороды. Вязкостно-температурные свойства нафтеновых и ароматических углеводородов в значительной степени зависят от структуры их молекул. С уменьшением числа колец в молекуле и увеличением длины боковых цепей вязкостно-температурные свойства циклических углеводородов улучшаются [ 65 ]. [c.45]

    Вязкость нефтепродукта варьировалась в широких пределах, чтобы разрабатываемая математическая модель охватывала широкий ассортимент собираемых нефтепродуктов. Минимальная вязкость системы соответствовала бензину, максимальная — вакуумному газойлю при комнатной температуре 18- 20"С. Смешивая в различных пропорциях такие нефтепродукты, как бензин, керосин, дизельное топливо, масло и газойль, получали нефтепродукт с вязкостью, необходимой для выполнения экспериментов по матрице планирования. [c.132]

    Растворимость воды зависит от химического состава нефтепродуктов и внешних условий [3]. В бензинах наблюдается наибольшая растворимость, в реактивных и дизельных топливах — в 2 раза меньше, чем в авиационных бензинах, в котельных топливах и маслах без присадок — еще меньше. С повышением температуры растворимость воды в нефтепродуктах значительно возрастает. Свободная вода обычно находится на дне резервуара и является источником образования водно-топливных эмульсий. Она обусловливает также црлное насыщение нефтепродуктов растворимой водой. В легких топливах воднр-топливные эмульсии обычно нестойки. Весьма стойкие эмульсии образуются в тех случаях, когда плотности нефтепродуктов и воды отличаются незначительно друг от друга. Так, эмульсия воды с мазутом [30% (масс.)] при комнатной температуре не разрушается в течение нескольких месяцев. Устойчивость эмульсий возрастает в присутствии смолистых и высокомолекулярных веществ, а также сернистых, азотистых и кислородных соединений. Кроме того, на стабильность эмульсий оказывают влияние размеры капель, температура, вязкость нефтепродуктов и т. д. [c.10]

    Для технических расчетов важно знать зависимость вязкости от температуры. Вязкость всех жидкостей уменьшается при повышении температуры. В логарифмической сетке зависимость вязкости нефтепродуктов от температуры представляется с некоторым приблияпрямой линией. Поэтому для онределения вязкости при любой температуре необходимо иметь значения вязкости нефтепродукта ири двух температурах интервал между этими температурами желательно иметь возможно больший. [c.14]

    Для характеристики низкотемпературных свойств нефтепродуктов введены следующие условные показатели для нефти, дизельных и котельных топлив — температура помутнения для карбюраторных и реактивных топлив, содержащих ароматические /глеводороды, — температура начала кристаллизации. Метод их определе1тия заключается в охлаждении образца нефтепродукта в стандартных условиях в стандартной аппаратуре. Температура появления мути отмечается как температура помутнения. Причиной помугнения топлив является выпадение кристаллов льда и парафи — новых углеводородов. Температурой застывания считается темпе — )атура, при которой охлаждаемый продукт теряет подвижность. Потеря подвижности вызывается либо повышением вязкости нефтепродукта, либо образованием кристаллического каркаса из крис — аллов парафина и церезина, внутри которого удерживаются за — устевшие жидкие углеводороды. Чем больше содержание парафи — тов в нефтепродукте, тем выше температура его застывания. [c.86]

    Для вычисления необходимой вязкости смеси наиболее точные результаты дает формула Молина — Гурвича, на основании которой составлена номограмма (рис. 181). По оси ординат отложены значения вязкости в градусах ВУ от 1,1 до 60 и указаны соответствуюпще им значения кинематической вязкости в санти-стоксах. Ось абсцисс разделена на 100 равных частей. При исправлении вязкости нефтепродукта определяют вязкость двух исходных нефтепродуктов А и В при одной и той же температуре и затем по графику устанавливают, сколько процентов следует взять каждого нефтепродукта, чтобы получить продукт определенной вязкости при данной температуре. [c.301]

    Вязкость жидких нефтепродуктов зависит от температуры, при которой они находятся. С понижением температуры вязкость их возрастает. На рис. 12 приведены кривые изменения вязкости в зависимости от температуры для различных смазочных масел. Теоретически обоснованным выражением зависимости вяз1 ости от температуры для идеальных жидкостей является формула Г. М. Панчен-кова  [c.51]

    Температурой вспышки называется та температура, нри которой нефтепродукт, нагреваемый в стандартных условиях, выделяет такое количество паров, которое образует с окружающим воздухом горючую смесь, вспыхивающую при поднесении к ней пламени. Температура вспышки нефтепродуктов тесно увязывается с их температурой кипения, т. е. с испаряемостью. Чем легче фракция нефти, тем ниже ее температура вспышки. Так, бензиновые фракции имеют отрицательные (до —40° С) температуры вспышки, керосиновые 28—60° С, масляные 130—325° С. Присутствие влаги, продуктов распада в нефтепродукте заметно влияет на величину его температуры вспышки. Этим пользуются в производственных условиях для суждения о чистоте получаемых при перегонке нефтяных фракций. Для масляных фракций температура вспышки показывает наличие легко испаряющихся углеводородов. Среди масляных фракций различного углеводородного состава наиболее высокая температура вспышки свойственна маслам из парафинистых малосмолистых нефтей. Масла той же вязкости из смолистых нафтено-ароматиче-ских нефтей характеризуются более низкой температурой вспьппки. [c.79]

    Потеря подвижности может быть вызвана либо повышением вязкости нефтепродукта, либо образованием множества кристаллов парафина и церезша и загустеванием всей системы. В парафинистых тяжелых нефтепродуктах по мере понижения температуры кристаллы образуют сетку — кристаллический каркас. Не застывшая часть нефтепродукта находится внутри сетки и таким образом делается неподвижной. Форма выделяющихся кристаллов зависит от химического состава углеводородной среды, скорость их роста — от вязкости среды, содержания и растворимости парафиновых углеводородов нри данной температуре и скорости охлаждения системы. Скорость роста кристаллов прямо пропорциональна концентрации [c.82]

    С. А. Гроссом предложена эмпирическая формула для онределе-нпя кинематпческо11 вязкости нефтепродуктов при любой температуре, если известны вязкости их при двух различных температурах, т. е. [c.28]

    В зимнее вревм мазут в железнодорожных цистернах, мазутопроводах, не имеющих теплоизоляции и не уложенных в траншеи, и в наземных резервуарах может иметь довольно низкую температуру. В табл. 4. 31 приведены данные о снижении температуры нефтепродуктов при их транспортировке в железнодорожных цистернах, а на рис. 4. 11 — кривые понижения температуры мазутов марок 40 и 80 (ГОСТ 1501—57) при их перевозке зимой [52] в четырехосновных железнодорожных цистернах, отгруженных при температуре 60 и 70 С. При низких температурах вязкость мазутов достигает значительных величин (табл. 4. 32) и слив их из железнодорожных цистерн [c.242]

    Определяется время протекания нефтепродукта через капилляры вискозиметров Пинкевича (или Воларовича) при заданной температуре выражается в стоксах (ст) или сантистоксах (сст) Определяется условная вязкость нефтепродуктов в вискозиметре (ГОСТ 1532—54) применяется для жидких нефтепродуктов, дающих непрерывную струю в течение всего испытания, но вязкость которых нельзя определить по ГОСТ 33—53 вязкость выражается в условных градусах (°ВУ) [c.658]

    Если учесть, что в условиях применения нефтепродуктов температурный режим смазки может довольно заметно колебаться и что вязкость нефтепродуктов изменяется не пропорционально изменению температуры, то станет понятным, почему на практике изменению вязкости с температурой придают исключительно большое значение, поскольку вязкость определяет гидродинамический режим смазки. Н есмотря на значительное количество работ, посвященных изучению зависимости вязкости от температуры, этот вопрос может считаться решенным (и то лишь отчасти) только для нормальных неассоциированных жидкостей. В отношении же сложных и ассоцииро- [c.256]

    Для разрешения этого вопроса на линии, соответствующей 100% нефтепродукта А, точкой отмечают вязкость компонента 4, а на линии, соответствующей 100% нефтепродукта В, точкой отмечают вяз1кость компонента В. Отмеченные точки соединяют прямой, затем на оси ординат отмечают точку, соответствующую заданной вязкости, и через эту точку проводят линию, параллельную оси абсцисс, до пересечения с ранее проведенной прямой. Из точки пересечения обенх линий проводят вертикальную линию до пересечения с осью абсцисс, на которой и отсчитывают процентное соотношение обоих компонентов. Так, при смешении нефтепродукта А вязкостью 30° ВУ с нефтепродуктом В вязкостью 3°ВУ можно получить смесь, имеющую при той же температуре вязкость 15,5° ВУ, если компоненты смешаны в пропорции 77,5% А и 22,5% В. [c.277]

    Определение вязкости на вискозиметре Пинкевича (см. рис. XI. 29) проводят следующим образом. Тщательно промытый вискозиметр заполняют испытуемым нефтепродуктом и доводят температуру бани до заданной. Температуру до минус 30 включительно выдерживают с точностью до +0,1°, а ниже минус 30° — с точностью 0,25°. Для определения кинематической вязкости нефтепродукта достаточно провести определение с одной загрузкой прибора, измеряя время истечения не менее четырех раз. При этом принимают во внимание только те отсчеты, которые отличаются от соседних не более чем на 0,5% при температуре до минус 30° включительно и не более чем на 2,5% при температуре ниже мпнус 30°. [c.305]

    Определение вязкости нефтепродуктов в вискозиметре Воларовича (так же как и в вискозиметре Пинкевича) нри 0° и ниже проводят следующим образом. Вискозиметр, заполненный предварительно обезвоженным испытуемым нефтепродуктом, погружают на 10 мин. в водяную баню с температурой 50°. Затем охлаждают продукт до 20—25° и помещают вискозиметр на 15 мин. в охлаждающую среду с соответствующей температурой. По истечении указанного времени проводят испытание аналогично тому, как это описано выше для калибровки. [c.305]

    Описываемые вискозиметры пригодны для работы с жидкостями, вязкость которых при температуре испытания не превышает 15 пуазол или 15 ст. Для измерения вязкости нефтепродуктов коаксиальными висжози-метрами пользуются набором из четырех вискозиметров с капиллярами различных диаметров для измерения вязкости и-образными приборами пользуются набором из пяти вискозиметров. [c.306]

    Вискозиметр Фогеля-Оссаг. Этот капиллярный вискозиметр, предложенный Фогелем в 1922 г. [115], широко распространен в нефтяных лабораториях, так как он прост, удобен и доступен даже для малоквалифицированного персонала. Вискозиметр дает возможность с достаточной точностью определять кинематическую вязкость нефтепродуктов как для технических, так и для исследовательских целей. Данным прибором можно измерять не только кинематическую, но п динамическую вязкости, причем в первом с.гучае наблюдают время истечения определенного объема ис1[Ытуемой жидкости через капилляр под действием силы тяжести, а во втором — время, за которое тот же объем жидкости под действием постороннего давления будет вдавлен через капилляр в вискозиметр. Однако на практике динамическую вязкость почти никогда не определяют при помощи данного прибора. Для полу гения величины динамической вязкости умножают измеренную опытным тгутем кинематическую вязкость на плотность исследуемой л идкости при той же температуре. [c.312]

    Вязкость является одной из важных характеристик жидкостей и газов. Вязкость нефтепродуктов определяет их подвижность в условиях эксплуатации двигателей, машин и механизмов, сущ,ествен-но влияет на расход энергии при транспортировании, фильтрации, перемешивании. Вязкость определяет способность жидкости и газа сопротивляться взаимному перемещению их частиц. Вязкость характеризуется коэффициептом внутреннего трения ( х), или коэффициентом динамической вязкости, называемым также динамической вязкостью. Коэффициент динамической вязкости о, зависит от природы жидкости (газа) и температуры. Единица динамической вязкости в системе СИ — паскаль-секунда (Па-с). Для выражения динамической вязкости целесообразно применить дольную единицу — миллипаскаль-секунда (мПа - с). [c.26]

    На рис. 2.1, полученном обобщением [4] данных для смесей известного состава, представлена зависимость аддитивной по-рравки к средней объемной температуре кипения от среднего наклона кривой разгонки для различных случаев расчета средних температур кипения фракций. Номограмма, построенная в соответствии с формулой (2.1) и позволяющая быстро найти фактор К при известных значениях и средней усредненной температуре рипения, дана на рис. 2.2. На той же номограмме скоррелированы молекулярная масса, анилиновая точка и массовое соотношение содержания углерода и водорода в нефтепродукте. Хорошие результаты в определении характеристического фактора по номограмме получаются при использовании значений и ср. уср- Однако для тяжелых фракций нефти расчет значений ср. уср стано-Jвит я сложным и для них фактор К определяют по плотности и йoлeкyляpнoй массе, найденной независимым способом — экспериментально, или по вязкости нефтепродукта, измеренной при, температурах 50 и 100°С (рис. 2.3). [c.16]

    По способам проведения различают контроль качественный, визуальный и геометрический. При качественном контроле используют физические и химические методы исследования и определяют физические свойства предмета, его химический состав. При визуальном контроле оценивают качество по внешнему виду изделия (однородность, шероховатость поверхности и др.), по оттенку или по цвету (темный, светлый), сравнивая с эталоном. Геометрическим контролем выявляют соответствие требованиям размеров и конфигурации изделий (форма тары, внешний вид бидонов, бочек, их размеры и др.). На нефтепере-рабат з1вающих предприятиях проводят также специальные контрольные операции, например, определяют вязкость или температуру застывания нефтепродуктов. [c.103]

chem21.info