Большая Энциклопедия Нефти и Газа. Температура транспортируемой нефти


Температура - транспортируемая среда - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Температура - транспортируемая среда

Cтраница 1

Температура транспортируемой среды может изменяться вследствие принудительного теплообмена через теплообменную поверхность и свободного теплообмена с окружающей средой через теплообменную поверхность, в результате смешения контролируемой среды с разбавителем, имеющим температуру, отличную от температуры контролируемой среды, за счет теплового эффекта реакции, если она продолжается в транспортируемой технологической среде или вызывается искусственно.  [1]

Температуру транспортируемой среды принимают равной наивысшей температуре, сохраняемой в течение длительного периода без учета кратковременных отклонений, допускаемых соответствующими стандартами или техническими условиями.  [2]

Температуру транспортируемой среды принимают равной наивысшей длительной температуре без учета кратковременных отклонений, допускаемых соответствующими стандартами или технической документацией.  [3]

При температуре транспортируемой среды, отличающейся от расчетной ( при расчете на прочность), у обозначения рабочего давления вместо индекса р указывают индекс, соответствующий температуре среды в градусах Цельсия.  [4]

При температуре транспортируемой среды свыше 70 С в качестве прокладочного материала применяют асбестовый картон толщиной 3 - 6 мм и асбестовый шнур диаметром от 4 до 25 мм. Такие прокладки не подвержены горению.  [6]

При температуре транспортируемой среды или окружающего воздуха ниже 0 С следует принять меры по предупреждению механических и гидравлических ударов, которые могут разрушить трубопровод.  [8]

При температуре транспортируемой среды более 250 С предпочтение следует отдавать шпилькам.  [9]

При температуре транспортируемой среды или окружающего воздуха для труб из винипласта ниже О С необходимо предусматривать меры, исключающие возможность ударов по трубам и гидравлических ударов, которые могут вызвать разрушение трубопроводов вследствие его хрупкости при пониженных температурах.  [10]

При температуре транспортируемой среды выше 105 С в качестве уплотнителя применяют асбестовую прядь вместе с льняной прядью, пропитанную графитом, замешанным на натуральной олифе. Уплотнительный материал, накладываемый по ходу резьбы ровным тонким слоем, не должен выступать внутрь трубы. Перед свертыванием резьбу тщательно очищают от остатков металлической стружки и грязи.  [11]

При температуре транспортируемой среды до 200 С уплот-нительным материалом в резьбовых соединениях трубопроводов может также служить лента ФУМ, представляющая собой умягченный фторопласт. Уплотнение резьбового соединения лентой ФУМ производится следующим образом: очищают поверхность резьбы от грязи, отрезают кусок ленты необходимой длины, наматывают его на резьбу и навертывают деталь. Ленту наматывают ровным слоем от сбега резьбы к торцу трубы или детали по часовой стрелке.  [12]

При температуре транспортируемой среды выше 105 С в качестве уплотнителя применяют асбестовую прядь вместе с льняной прядью, пропитанную графитом, замешанным на натуральной олифе. Уплотнительный материал, накладываемый по ходу резьбы ровным тонким слоем, не должен выступать внутрь трубы. Перед свертыванием резьбу тщательно очищают от остатков металлической стружки и грязи.  [13]

При температуре транспортируемой среды до 200 С уплот-нительным материалом в резьбовых соединениях трубопроводов может также служить лента ФУМ, представляющая собой умягченный фторопласт. Уплотнение резьбового соединения лентой ФУМ производится следующим образом: очищают поверхность резьбы от грязи, отрезают кусок ленты необходимой длины, наматывают его на резьбу и навертывают деталь. Ленту наматывают ровным слоем от сбега резьбы к торцу трубы или детали по часовой стрелке.  [14]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Образование отложений в промысловых условиях и при транспортировке нефтей

из "Органические нефтяные отложения и их утилизация"

Образование органических нефтяных отложений в любой форме возможно лишь после возникновения в нефти диспергированной твердой микрофазы. Можно считать, что нефть в пластовых условиях, при которых она пребывает практически неограниченное время, обладает высокой агре-гативной и седиментационной устойчивостью. Как показывает практика /61/, пластовая температура нефти, как правило, ниже температуры плавления асфальтенов и выше температуры плавления основной массы углеводородов, в том числе и парафинов. Поэтому в общем случае можно полагать, что в пластовых условиях в нефти парафины находятся в виде ненасыщенных молекулярных растворов, тогда как асфальтены, ввиду их ограниченной растворимости и способности к ассоциации, - в насыщенном коллоидном состоянии. Высказанное предположение косвенно подтверждается зависимостями на рис.3.1 и 3.2, которые получены в результате обработки данных по 79 нефтям месторождений Коми, Перми, Башкирии и Татарии /29/. [c.117] Как видно из рис.3.1, между содержанием асфальтенов в нефтях и таким физико-химическим показателем нефти, как плотность, с определенным приближением, характеризующим растворяющую способность асфальтенов, существует четко наблюдаемая зависимость. [c.117] Учитывая большое различие пластовых температур, влияющих на плотность нефтей, а также не-строгую зависимость растворимости диэлектриков от плотности растворителя, можно считать полученную корреляцию вполне удовлетворительной. [c.117] Наличие такой корреляции подтверждает предположение о насыщенном состоянии содержания асфальтенов в пластовых нефтях. При произвольном ненасыщенном состоянии растворенного вещества в растворе такая корреляция отсутствует. Как видно из рис. 3.2, такое состояние характерно для парафинов. [c.118] При добыче нефти уже в призабойной зоне нефтяного пласта не исключается нарушение фазового равновесия и образование отложений на стенках пор продуктивного пласта. Такое положение более вероятно при эксплуатации истощенных и малодебитных нефтяных залежей /22/. При этом существенную роль играет разгазирование нефти в призабойной зоне, что всегда будет снижать температуру нефти. В результате при снижении температуры ниже температуры насыщения парафинами возможно ухудшение проницаемости призабойной зоны продуктивного пласта из-за парафинизации поверхностей пор выкристаллизовавшимся микрокристаллическим парафином. Как показывает практика, в таких случаях тепловое воздействие на пласт всегда повышает фильтрационную способность призабойной зоны и увеличивает дебит скважины. Достоверность указанного механизма снижения проницаемости призабойной зоны подтверждается промысловыми результатами, показавшими, во-первых, резкое повышение содержания парафинов в нефтях после теплового воздействия на пласт по сравнению с нефтью до обработки и, во-вторых, отсутствие существенного эффекта.от термообработки в случае малопарафинистой нефти (до 1%), хотя и содержащей высокий процент асфальтенов (более 2 %). [c.119] Более заметное термодинамическое воздействие испытывают нефти при движении по подземным трубам скважин. В процессе добычи в скважине, по мере удаления от забоя и приближения к устью, происходит охлаждение нефти и нарушение ее агрегативной устойчивости. Основной причиной снижения температуры нефти является теплообмен между стенкой трубы и более холодной окружающей ее породой. Менее существенно, но влияет на снижение температуры нефти также ее частичное разгазирование в результате снижения давления в системе по мере приближения к устью скважины. Было установлено /55/, что доля снижения температуры в скважинах из-за разгазирования в промысловых условиях составляет 23-37 % от общего изменения температуры в скважине. Разгазирование изменяет состав нефти, что также сказывается на растворимости в ней твердых компонентов. [c.120] Конкретные значения температурного режима скважин определяются геотермическим градиентом. При этом существенное значение имеют как температура на глубине продуктовых пластов, так и распределение температур породы по стволу скважины, определяемое тепловым полем Земли /21/. [c.120] Как видно из рис. 3.3, где представлены данные по нефтям 37 нефтяных месторождений Западной Сибири /61/, те.мпература насыщения зависит от содержания в нефти парафинов и пропорционально повыщается с увеличением их содержания. [c.121] Такая последовательность формирования дисперсных частиц при охлаждении нефти была подтверждена экспериментально /48/. Наблюдениями под микроскопом процесса кристаллизации в вертикальной камере установлено, что при охлаждении нефти первыми появляются кристаллы. [c.121] Как показывают промысловые наблюдения, последовательность отложений в скважинах представляет следующую картину /22/. Сначала прослеживаются на поверхности труб участки точечных отложений, т.е. небольших крапинок 0,05x0,5x0,5 мм, имеющие мазеобразную консистенцию. Длина таких участков достигает 100-500 м. Можно предположить, что эти крапинки являются следствием осаждения того небольшого количества дисперсной фазы, которое образуется из частиц твердых асфальтенов. Такие зоны в скважинах месторождений Татарии и Башкирии наблюдаются с глубины 1200-1500 м. Точечные отложения сменяются участковыми отложениями на небольшом интервале (10-20 м), которые затем переходят в сплошной парафиновый слой. Начало сплошного слоя определяется содержанием в нефти парафинов. В месторождениях Татарии и Башкирии, где содержание парафинов в нефтях составляет 4-5 %, граница сплошных отложений наблюдается при температурах 26-30°С, тогда как в месторождениях Кум-Даг (Западная Туркмения), где содержание парафина в нефтях доходит до 10-12 %, эта температура составляет 42-45°С. [c.122] Отмечается, что отложения на подъемных трубах скважин появляются с момента возникновения твердой фазы в потоке /30 /и толщина отложений по мере подъема по сшажине увеличивается. При этом интенсивность отложения резко возрастает. Было показано /22/, что в скважинах Татарии накопление отложений от гранищ 1 начала отложений до начала зоны интенсивной парафинизации составляет в среднем 0,15 мм/сутки, тогда как в зоне интенсивной парафинизации доходит до 5-6 мм/сутки. При этом с возрастанием скорости восходящего потока количество отлагающегося парафина снижается. Пульсирующий режим работы скважины, наоборот, интенсифицирует нарастание парафиновых отложений. [c.123] Для образования первоначального тонкого слоя отложений может играть существенную роль температурный градиент у самой стенки в диффузионном подслое. Это особенно важно в тех случаях, когда температурный профиль скважины может оказаться н монотонным. Такая картина наблюдается в скважинах Западной Сибири из-за наличия зон вечной мерзлоты на различных глубинах /21/. В таких случаях на колебания температур у стенки оперативно будет реагировать, прежде всего, пограничный подслой, тогда как на средней температуре потока небольшие колебания градиента по сечению трубы могут не сказаться. Между тем даже небольшие колебания температуры в пограничном слое приведут к существенному изменению его состояния как дисперсной системы. При этом из-за изменения скорости возникновения центров кристаллизации существенные колебания будут происходить в наиболее высокодисперсной части спектра распределения частиц дисперсной фазы, всецело определяющей интенсивность формирования отложений в гидродинамических условиях. Такого рода аномалии были отмечены при обработке результатов исследований ряда скважин Западной Сибири /21/. [c.123] С увеличением толщины отложения изменяют свой цвет от черного до темно-коричневого и светло-желтого (в зависимости от цвета нефти) с четко определяющимися зернами парафина. Тяжелые нефти с вязкостью более 0,2 стокса не образуют парафиновые отложения при любом содержании парафина. Эти нефти, как правило, содержат значительное количество смол и асфальтенов. [c.125] Устьевая арматура скважины, манифольды и выкидные линии, имеющие сложную конфигурацию, усложняют гидродинамику потока, и на этом оборудовании наблюдается интенсивное накопление отложений. Находящееся на поверхности прискважинное оборудование сравнительно доступно и относительно просто очищается от отложений, в основном, термическими методами. [c.125] Несколько иная картина наблюдается при парафинизации выкидных линий и нефтесборных трубопроводов на промыслах. На материале исследования выкидных линий более 60 скважин месторождений Татарии было установлено /22/, что в выкидных линиях четко прослеживается снижение отложений в направлении удаления от скважины. Наибольшая толщина отложений отмечалась непосредственно у устья скважины, далее наблюдалось достаточно плавное снижение. При этом профиль трассы трубопровода на характер распределения парафиновых отложений по длине пути влияния не оказыь ... [c.125] Нефтесборная выкидная линия по существу является продолжением подъемной трубы скважины. При совместном рассмотрении их профилограмм распределение отложений на линии скважина - нефтесборная линия приобретает следующий вид. Парафиновые отложения, начинаясь в подъемных трубах скважины, постепенно увеличиваются по толщине и достигают максимума на участке, близком к устью, после чего толщина отложений начинает уменьшаться и парафинизация заканчивается в выкидной линии на расстоянии 100-800 м от устья. Такая картина носит наиболее общий характер, хотя, как было показано выше, бывают исюгючения по расположению максимума. [c.126] Профиль отложений по внутреннему периметру сечения выкидной линии зависит от фазового состояния прокачиваемой смеси. При однофазном прямолинейном течении газонефтяной смеси выделяющаяся твердая фаза равномерно откладывается по периметру сечения трубы /21,22/. По своему внещнему виду парафиновые отложения в выкидных линиях идентичны отложениям в подъемных трубах скважин. Парафиновые отложения в выкидных линиях также содержат большой процент тугоплавкого парафина /40/. Характерным является неравномерность распределения парафина в массе отложений в поперечном сечении слоя наибольшее количество парафина содержится в отложениях, непосредственно прилегающих к стенке труба. Такое положение объясняется автором /22/ возможностью перекристаллизации уже отложившейся массы у стены. [c.127] Агрегативная неустойчивость является термодинамической характеристикой дисперсной системы, и она не может ответить на вопрос, как долго система может пребывать в неравновесном состоянии. Поэтому при исследовании процесса формирования отложений более существенным является другая характеристика дисперсного состояния нефти - ее кинетическая устойчивость, т.е. способность сохранять во времени равномерное распределение частиц по всему объему. Это свойство нефти, обусловленное нахождением системы в гравитационном поле Земли, достаточно просто может бьггь охарактеризовано численно, в частности, путем седиментационного анализа. [c.129] Осаждение отложений в резервуарах является результатом совместного протекания двух физико-химических процессов броуновского движения и седиментации частиц, на скорости протекания которых изменение размера частиц дисперсной фазы сказывается различно. Так, при увгличе-нии диаметра частиц в гидрозоле серебра в 100 раз скорость броуновского движения снижается в 10 раз, тогда как скорость седиментации возрастает в Ю раз /34/. Как следствие, после увеличения размера частиц до определенных пределов броуновское движение, повышающее кинетическую устойчивость системы, перестает практически сказываться и дальнейшее увеличение размера частиц резко снижает время, необходимое для осаждения. [c.129]

Вернуться к основной статье

chem21.info

Транспортировка - нефтепродукт - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Транспортировка - нефтепродукт

Cтраница 2

При транспортировке нефтепродуктов по трубопроводам могут произойти и.  [16]

При транспортировке нефтепродуктов по трубопроводам возникают эксплуатационные потери на перекачивающих станциях в результате утечек через сальниковые и другие уплотнения насосов и запорной арматуры, а также из-за смешения различных сортов нефтепродуктов при их последовательной перекачке по одному трубопроводу ( качественные потери) и аварийные потери.  [17]

При транспортировке нефтепродуктов по трубопроводам и применении их в области низких температур в авиации большое значение имеет их подвижность и хорошая прокачиваемость в этих условиях. Температура, при которой нефтепродукт в стандартных условиях испытаний теряет подвижность, называется температурой застывания.  [18]

При транспортировке нефтепродуктов по магистральным нефтепродуктопроводам неизбежны потери. Кроме потерь от испарения нефтепродуктов в резервуарах - малых и больших дыханий, происходят утечки через сальниковые уплотнения насосов и запорной арматуры. Эти виды потерь относятся к эксплуатационным.  [19]

При транспортировке нефтепродуктов по трубопроводам могут произойти и качественные потери из-за смешения различных нефтепродуктов при их последовательной перекачке.  [20]

При небрежной транспортировке нефтепродуктов возможны и более серьезные последствия - в результате резкого ухудшения их свойств они могут оказаться вовсе непригодными к употреблению.  [21]

При транспортировке нефти-и нефтепродуктов по трубопрово -, дам утечки происходят на насосных станциях и линейной части: из сальников насосов, вследствие негерметичности запорной арматуры, компенсаторов, фланцевых соединений и образования свищей в трубе.  [22]

Прибыль от транспортировки нефтепродуктов определяется как разница между доходами, представляющими собой часть выручки от реализации нефтепродуктов потребителям, и транспортными издержками.  [23]

Основным способом транспортировки нефтепродуктов является железнодорожный. Обусловлено такое положение целым рядом факторов, главным из которых является относительно слабая развитость сети нефтепродуктопроводов в нашей стране. Возможные схемы доставки нефтепродуктов потребителям следующие.  [24]

Разработка плана транспортировки нефтепродуктов начинается с определения поставщиков и потребителей нефтепродуктов, с выявления направлений и объемов их транспортировки по магистральным трубопроводам.  [25]

На себестоимость транспортировки нефтепродуктов план по ТРУДУ и заработной плате влияет через показатель заработной платы, которая является также показателем плана по себестоимости транспортировки нефтепродуктов.  [26]

Изменения объема транспортировки нефтепродуктов приводят к относительному сокращению условно-постоянных расходов ( кроме амортизации), обусловленному ростом объема транспортировки нефтепродуктов, улучшению использования производственных фондов и связанному с этим относительному уменьшению амортизационных отчислений.  [27]

Расходы по транспортировке нефтепродуктов несут нефтесбытовые организации, потребитель оплачивает полученную продукцию по цене франко-станция назначения.  [28]

Поршневые насосы для транспортировки нефтепродуктов по магистральному трубопроводу применяются весьма ограниченно, в основном для перекачки высоковязких жидкостей.  [29]

Предположим, что транспортировка нефтепродукта по трубопроводу начнется в момент времени, когда трубопровод находится в исправном состоянии.  [30]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Температура - нефть - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Температура - нефть

Cтраница 2

Температура нефтей ( кроме нефтей, транспортируемых с подогревом) и бензинов, предназначенных для перекачки по стационарным магистральным нефтепродуктопроводам не должна быть выше 30 С, керосинов и дизельных топлив - не выше 40 С.  [16]

Температура нефти в цистерне и за подогревателем поддерживается регуляторами прямого действия типа РТ.  [17]

Температура нефтей и нефтепродуктов, как хранящихся в резервуарах, так и перекачиваемых, изменяется по временам года. Поэтому пропускная способность трубопроводов ( при неизменном давлении) также не остается постоянной в течение года.  [19]

Температура нефти после нагрева в печи равна 60 С.  [21]

Температура нефти и газа в паровом пространстве резервуара равна 40 С.  [22]

Температура нефти в выкидной линии за весь период испытаний колебалась незначительно и в среднем составляла около 7 С для всех опытов.  [24]

Температура нефти на выходе из печи после реконструкции поддерживалась практически на уровне температуры до реконструкции и на различных установках составляла 160 - 185 С.  [26]

Температура нефти контролируется и регулируется перед первой и второй ступенями дегидрации и при поступлении нефти в стабилизационную колонну, а температура воды - при подаче на первую и вторую ступени дегидрации.  [27]

Температура нефти и газа в газовом пространстве резервуара равна 40 С.  [28]

Температура нефти в мернике зависит от ряда параметров: производительности скважины, объема мерника, температуры окружающего воздуха.  [29]

Температура наливаемой нефти не должна превышать 30 С, температуру высоковязких разогретых нефтепродуктов при наливе устанавливают в соответствии с правилами перевозок грузов и требованиями безопасности.  [30]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru