Часть 1 - Томский политехнический университет
реклама
Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования «Национальный исследовательский Томский политехнический университет» National Research Tomsk Polytechnic University Дисциплина «Физико-химические основы и технологии подготовки, транспорта и хранения углеводородов» Модуль 1. Введение. Основные физико-химические свойства скважиной продукции, определяющие условия подготовки, транспорта и хранения Часть1 Разработчик: к.х.н., доцент каф. ТХНГ Н.В. Чухарева Томск 2014 Модуль1: Основные физико-химические свойства определяющие условия подготовки, транспорта и хранения скважиной продукции, Характеристика, состав и свойства скважинной продукции Из скважин вместе с нефтью или газом поступают: 1. пластовая вода; 2. попутный газ или нефть; 3. твердые частицы механических примесей, горных пород, затвердевшего цемента. Модуль1: Основные физико-химические свойства определяющие условия подготовки, транспорта и хранения скважиной продукции, В скважинах углеводороды находятся: • в жидком состоянии • в газообразном состоянии • в виде газожидкостных смесей. Согласно ГОСТ Р 51858-2002 Сырая нефть – трёхфазная система, содержащая нефть, растворённый газ, пластовую воду и механические примеси. Товарная нефть – однофазная нефтяная система, подготовленная к поставке потребителю в соответствии с требованиями действующих нормативных и технических документов Модуль1: Основные физико-химические свойства определяющие условия подготовки, транспорта и хранения скважиной продукции, Элементный состав нефти • углерод ( 82… 87%), • водород (11… 14,5%), • кислород (до 0,35%, редко до 0,7%), • азот (до 1,8%), • сера (до 5,3%, редко до 10%). В незначительных количествах содержится еще более 50 элементов, в т.ч. металлы (кальций, магний, железо, алюминий, ванадий, никель, натрий и др) и галогены (хлор и йод). Модуль1: Основные физико-химические свойства определяющие условия подготовки, транспорта и хранения скважиной продукции, Фракционный состав НЕФТИ Принято разделять нефти и нефтепродукты путем перегонки на отдельные компоненты, каждый из которых является менее сложной смесью. Такие компоненты называют фракциями или дистиллятами. Нефть и ее фракции характеризуются температурными пределами начала кипения и конца кипения Определяют по ГОСТ 11011–85 или по ГОСТ 2177 Аппарат ректификации АРН-2 ГОСТ 11011-85 Перегонка нефти до температуры 500 0С Полуавтоматический аппарат АФС-1 ГОСТ 2177-82 Технические характеристики Мощность колбонагревателя макс., Вт1000 Диапазон регулирования мощности нагрева, % 20-100 Диапазон температур, °С 35…400 Погрешность измерения температуры: паров нефтепродукта, °С ±0,5 температуры теплоносителя в бане, °С ±1,2 Модуль1: Основные физико-химические свойства определяющие условия подготовки, транспорта и хранения скважиной Пример кривой ИТК фракций нефти Суммарный выход фракций, % масс. продукции, Модуль1: Основные физико-химические свойства определяющие условия подготовки, транспорта и хранения скважиной продукции, Нефти различных месторождений различаются по фракционному составу – содержанию легких, средних и тяжелых дистиллятов Большинство нефти содержит: • 15…25% легких бензиновых фракций, выкипающих до 180 °С; • 45…55% фракций, перегоняющихся до 300…350 °С. Модуль1: Основные физико-химические свойства определяющие условия подготовки, транспорта и хранения скважиной продукции, Основные фракции нефти: 28–180 С – широкая бензиновая фракция; 140–200 С – уайт–спирит; 180–320 С – широкая керосиновая фракция; 150–240 С – осветительный керосин; 180–280 С – реактивное топливо; 140–340 С – дизельное топливо (зимнее); 180–360 С – дизельное топливо (летнее); 350–500 С – широкая масляная фракция; 380–540 С – вакуумный газойль. Модуль1: Основные физико-химические свойства определяющие условия подготовки, транспорта и хранения скважиной Групповой состав нефти (химическая классификация) 6 классов нефти: • парафиновые, • парафино-нафтеновые, • нафтеновые, • парафино-нафтено-ароматические, • нафтено-ароматические, • ароматические. продукции, Модуль1: Основные физико-химические свойства определяющие условия подготовки, транспорта и хранения скважиной продукции, Групповой состав нефти (технологическая классификация) 3 класса нефти: метановая нефть - в нефти преобладает углеводороды метанового ряда АЛКАНЫ нафтеновая нефть - в нефти преобладают углеводороды нафтенового ряда НАФТЕНЫ ароматическая нефть - в нефти преобладают углеводороды ароматического ряда АРЕНЫ Модуль1: Основные физико-химические свойства определяющие условия подготовки, транспорта и хранения скважиной продукции, Алканы нефти СnН2n+2 - это насыщенные углеводороды (в них отсутствуют двойные связи). Жидкие От С5 до С15 , жидкости, входящие в состав бензиновых (С5…С10) и керосиновых (С11…С15) фракций нефти. Газообразные С1…С4: метан, этан, пропан, бутан и изобутан, а также 2,2– диметилпропан Твердые С16 и выше при нормальных условиях – твердые вещества, входящие в состав нефтяных парафинов и церезинов. Модуль1: Основные физико-химические свойства определяющие условия подготовки, транспорта и хранения скважиной продукции, простейший циклоалкан – циклопропан (С3Н6) Нафтеновые углеводороды нефти СnН2n (циклоалканы) - циклические насыщенные углеводороды Ароматические углеводороды (арены) СnH2n-6 (n>6). Простейшим углеводородом ароматического ряда является бензол С6Н6. Модуль1: Основные физико-химические свойства определяющие условия подготовки, транспорта и хранения скважиной продукции, Гетероатомные соединения Гетероатомные соединения – соединения, в которых кроме углерода и водорода в состав молекул входят кислород, сера, азот, металлы, неметаллы. Они разделяются на следующие классы. Кислородсодержащие Серосодержащие Азотсодержащие Смолы и асфальтены Подавляющая часть гетероатомных соединений содержится в наиболее высокомолекулярных фракциях нефти, выкипающих выше 300 оС. В нефтях Западной Сибири на их долю приходится ≈ до 15 %. Модуль1: Основные физико-химические свойства определяющие условия подготовки, транспорта и хранения скважиной продукции, КЛАССИФИКАЦИЯ НЕФТЕЙ По содержанию парафинов •малопарафинистые (не выше 1,5 %) •парафинистые (1,51 … 6.00 %) •высокопарафинистые (выше 6,00 %) По содержанию серы По содержанию смол •малосмолистые (меньше 5 %) •смолистые (5… 15 %) •высокосмолистые (выше 15 %) Модуль1: Основные физико-химические свойства определяющие условия подготовки, транспорта и хранения скважиной продукции, Модуль1: Основные физико-химические свойства определяющие условия подготовки, транспорта и хранения скважиной продукции, ПЛОТНОСТЬ НЕФТИ АБСОЛЮТНАЯ кг/м3 или г/см3 отношение массы вещества к его объему абс m V ОТНОСИТЕЛЬНАЯ, безразмерная величина, чаще используемая на практике отношение абсолютной плотности нефти к плотности дистиллированной воды , взятых при определенных температурах. отн абс.нефти Н 2 О Модуль1: Основные физико-химические свойства определяющие условия подготовки, транспорта и хранения скважиной продукции, По величине плотности нефти условно разделяют на три группы: Лёгкие ρ= до 820 кг/м3 выход светлых фракций наибольший Средние ρ=820…900 кг/м3 Тяжелые ρ=900 и более кг/м3 Модуль1: Основные физико-химические свойства определяющие условия подготовки, транспорта и хранения скважиной продукции, При изменении давления и температуры плотность нефти также изменяется, поэтому плотность есть функция от давления и температуры ( Р, Т ) При повышении температуры плотность нефти уменьшается (T ) 20 1 (20 T ) ρ20 – плотность нефти при условиях 20 оС; ζ – коэффициент объёмного расширения (табличная величина) - физическая величина, равная относительному изменению объема при изменении температуры на один градус Модуль1: Основные физико-химические свойства определяющие условия подготовки, транспорта и хранения скважиной продукции, Значения коэффициента объёмного расширения Плотность нефти, кг/м3 ξ, 1/0С Плотность нефти, кг/м3 ξ, 1/0С 800-819 0,000937 920-939 0,000650 820-839 0,000882 940-959 0,000607 840-859 0,000831 960-979 0,000568 860-879 0,000782 980-999 0,000527 880-899 0,000738 1000-1200 0,000490 900-919 0,000693 Модуль1: Основные физико-химические свойства определяющие условия подготовки, транспорта и хранения скважиной продукции, Для расчета плотности нефти в зависимости от давления используется формула: P P0 P 0 1 K где ρ0 – плотность нефти при нормальных условиях; Р – давление, Па; Ро– атмосферное давление, Па; K – модуль упругости нефти 1,53· 109 Па (1500 МПа) бензина около 109 Па (1000 МПа) Для расчета плотности нефти в зависимости и от давления и от температуры используется объединенная формула: P P0 P, T 0 1 20 T K Модуль1: Основные физико-химические свойства определяющие условия подготовки, транспорта и хранения скважиной продукции, Плотность нефти определяют по ГОСТ 3900–85 Ручной способ определения Ареометры (нефтеденсиметры) Автоматический способ определения Цифровой автоматический плотномер DE 45 Определение плотности сырой нефти с высоким давлением насыщенных паров Автоматические анализаторы (плотномеры) Диапазон измерения 0...3 г/см3. Точность 0,00005 г/см3. Термостатирование пробы в диапазоне +4...90°С Объем образца 2-5 мл. Время измерения 40 сек. Определение автоматическим методом плотности сырой нефти проводят по АСТМ Д 5002 (Приложение А к ГОСТ Р 50802–95) Модуль1: Основные физико-химические свойства определяющие условия подготовки, транспорта и хранения скважиной продукции, ВЯЗКОСТЬ ДИНАМИЧЕСКАЯ Вязкость - это свойство текучих тел оказывать сопротивление перемещению одной их части относительно другой КИНЕМАТИЧЕСКАЯ Модуль1: Основные физико-химические свойства определяющие условия подготовки, транспорта и хранения скважиной продукции, Кинематическая вязкость отношение динамической вязкости к плотности текучего тела Динамическая вязкость μ 1 сПз = 10-3 кг/ м∙с = 10-3 Па∙с 1 сСт = 10-2 Ст = 10-6 м2/с = 1 мм2/с Где - динамическая (абсолютная) вязкость, кг/м∙с Если для характеристик свойств нефти используется модель вязкой Ньютоновской жидкости, то касательное напряжение пропорционально градиенту скорости между слоями, рассчитанному на единицу расстояния между ними: dU dy - абсолютная плотность нефти , кг/м3 4L P D Модуль1: Основные физико-химические свойства определяющие условия подготовки, транспорта и хранения скважиной продукции, Вязкость Формула Рейнольдса — Филонова: v(T ) v0 e k (T T0 ) Определение вязкости по ГОСТ 33-2000 ν0 — кинематическая вязкость жидкости при температуре То; к — опытный коэффициент. ВРУЧНУЮ ВИСКОЗИМЕТР ЭНГЛЕРА Принцип действия определение времени свободного истечения фиксированной порции испытуемой жидкости из камеры прибора через калиброванный каппилярный вискозиметр АВТОМАТИЧЕСКИ АВТОМАТИЧЕКИЙ ВИСКОЗИМЕТР CANNON CAV-2000 Модуль1: Основные физико-химические свойства определяющие условия подготовки, транспорта и хранения Текучесть - тело обладает способностью легко деформироваться при минимальных касательных напряжениях, т. е. такое тело обладает текучестью – величиной обратной динамической вязкости: скважиной продукции, 1 Тепловые свойства нефтей характеризуются • теплоёмкостью, • теплопроводностью, • теплотой сгорания. 1500…2500 Дж/(кг·К) Коэффициент теплопроводности () для нефтей находится в интервале 0,1–0,2 Вт/(м·К) Высшая и низшая теплота сгорания Модуль1: Основные физико-химические свойства определяющие условия подготовки, транспорта и хранения скважиной продукции, Под теплоёмкостью (С ) понимается количество теплоты (dQ), которое необходимо передать единице массы этого вещества (m), чтобы повысить его температуру (dT) на 1 С или К dQ С m dT C (T ) 31.56 20 Величина теплоёмкости зависит от температуры, поэтому каждое её значение необходимо относить к определенной температуре (Сt ) или к интервалу температур. (762 3.39T ) 20 - плотность нефти при 20 °С, кг/м3 Т - абсолютная температура, К; С – теплоемкость, Дж/(кг-К). Модуль1: Основные физико-химические свойства определяющие условия подготовки, транспорта и хранения скважиной продукции, Теплопроводность нефтей () определяет перенос энергии от более нагретых участков неподвижной нефти к более холодным. Описывается законом теплопроводности Фурье и характеризует количество теплоты ( dQ ), переносимой в веществе через единицу площади ( S ) в единицу времени ( t ) при градиенте температуры ( dT/dx ), равном единице: dT dQ S dt dx Модуль1: Основные физико-химические свойства определяющие условия подготовки, транспорта и хранения скважиной продукции, Теплота сгорания (теплотворная способность) характеризует количество тепла, выделившегося при полном сгорании 1 кг топлива до углекислоты и воды. высшая (Qв) количество тепла, выделившегося при сгорании 1 кг топлива при наличии в нём влаги низшая (Qн) количество тепла, выделившегося при сгорании 1 кг топлива за вычетом тепла, направленного на испарение воды и влаги Модуль1: Основные физико-химические свойства определяющие условия подготовки, транспорта и хранения скважиной продукции, Температура застывания - это температура, при которой нефть, налитая в пробирку под углом 45о, остаётся неподвижной в течение 1 минуты При отсутствии экспериментальных данных о температурах застывания можно воспользоваться расчетной формулой: Tзастываниия 4.254(ln 50 ) 2 48.347 ln 50 59.5 1 0.184 50 ν50 — вязкость при 50 °С, сСт Модуль1: Основные физико-химические свойства определяющие условия подготовки, транспорта и хранения скважиной продукции, Испарение – процесс перехода вещества из жидкого или твёрдого состояния в газообразное Для отрыва молекул от жидкой фазы и перехода их в паровую или газообразную необходимо затратить энергию, называемую скрытой теплотой испарения. Испарение жидкости или конденсацию паров осуществляют: однократное многократное постепенное Модуль1: Основные физико-химические свойства определяющие условия подготовки, транспорта и хранения скважиной продукции, Агрегатное различие фаз (жидкость–газ) при одинаковых термобарических условиях определяется только различием их компонентного состава по следующим показателям: Температурой вспышки (воспламенения) Пожаровзрывоопасностностью Электризацией Токсичностью нефтей Модуль1: Основные физико-химические свойства определяющие условия подготовки, транспорта и хранения скважиной продукции, Температура вспышки – это температура, при которой пары жидкости, нагретые при определенных условиях, образуют с воздухом смесь, вспыхивающую при поднесении к ней открытого пламени. Углеводородные жидкости Т всп. ≤ 61 0С легковоспламеняющиеся Т всп. > 61 0С горючие Модуль1: Основные физико-химические свойства определяющие условия подготовки, транспорта и хранения скважиной продукции, Пожаровзрывоопасность нефти характеризуется способностью смесей их паров с воздухом воспламеняться и взрываться Нижний предел взрываемости - это концентрация паров жидкости в воздухе, ниже которой не происходит вспышки смеси при внесении в эту смесь горящего предмета. Верхний предел взрываемости соответствует такой концентрации паров нефти в воздухе, выше которой смесь не взрывается, а горит. Модуль1: Основные физико-химические свойства определяющие условия подготовки, транспорта и хранения скважиной продукции, Температура воспламенения - это температура, при которой жидкость при поднесении открытого пламени горит. Температура самовоспламенения – это температура нагрева жидкости, при которой ее пары воспламеняются без поднесения открытого огня. В зависимости от температуры воспламенения установлено пять групп пожароопасных смесей: Т1 > 450 °С; Т2 = 300 … 450 °С; Т3 = 200 … 300 оС; Т4 = 135 … 200 °С; Т5 = 100 … 135 °С. Модуль1: Основные физико-химические свойства определяющие условия подготовки, транспорта и хранения скважиной продукции, Электризация углеводородных жидкостей обусловлена их высоким электрическим сопротивлением, то есть диэлектрическими свойствами (ε), которые показывают, во сколько раз взаимодействие между электрическими зарядами в данном веществе меньше, чем в вакууме, при прочих равных условиях Величины диэлектрической проницаемости изменяются в следующих диапазонах: для воздуха → 1…1,0006; для нефтяного газа → 1,001…1,015; для нефти → 1,86…2,38; для смол и асфальтенов → 2,7…2,8; для воды → 80…80,1. Токсичность нефтей и нефтепродуктов заключается в том, что их пары оказывают отравляющее действие на организм. Благодарю за внимание! Перечень рекомендуемой литературы по дисциплине Основная: • Сваровская Н.А. Подготовка, транспорт и хранение скважинной продукции. /Учебное пособие. – Томск: Изд-во ТПУ, 2009. – 268 с. • Транспорт скважинной продукции [Электронный ресурс] : учебное пособие / Н. В. Чухарева [и др.]; Национальный исследовательский Томский политехнический уни-верситет (ТПУ). — 1 компьютерный файл (pdf; 16.3 MB). — Томск: Изд-во ТПУ, 2011. — Заглавие с титульного экрана. — Электронная версия печатной публикации. — Доступ из корпоративной сети ТПУ. — Системные требования: Adobe Reader. Режим доступа: http://www.lib.tpu.ru/fulltext2/m/2012/m239.pdf • Чухарева Н.В. Технологические расчеты простых и сложных нефтегазопроводов [Электронный ресурс] : учебное пособие / Н. В. Чухарева, А. А. Вострилова; Национальный исследовательский Томский политехнический универси-тет (ТПУ), Институт природных ресурсов (ИПР), Кафедра транспорта и хранения нефти и газа (ТХНГ). — 1 компьютерный файл (pdf; 1.9 MB). — Томск: Изд-во ТПУ, 2012. — Заглавие с титульного экрана. — Доступ из корпоративной сети ТПУ. — Си-стемные требования: Adobe Reader. Режим доступа: http://www.lib.tpu.ru/fulltext2/m/2012/m403.pdf • Чухарева Н.В. Исследование углеводородных систем при опреде-лении качественных характеристик в системе магистральных трубопроводов [Элек-тронный ресурс] : учебное пособие / Н. В. Чухарева, А. А. Новиков; Национальный исследовательский Томский политехнический университет (ТПУ). — 1 компьютер-ный файл (pdf; 4.98 MB). — Томск: Изд-во ТПУ, 2009. — Заглавие с титульного экра-на. — Электронная версия печатной публикации. — Доступ из корпоративной сети ТПУ. — Системные требования: Adobe Reader. Режим доступа: http://www.lib.tpu.ru/fulltext2/m/2012/m124.pdf • Новиков А.А., Чухарева Н.В. Физико-химические основы процессов транспорта и хранения нефти и газа / Учебное пособие. – Томск: Изд-во ТПУ, 2005. – 164 с. Дополнительная: • Коновалов Н.И., Мустафин Ф.М., Коробов Г.Е. и др. Оборудование резервуаров / Учебное пособие. – Уфа: ООО «ДизайнПолиграфСервис», 2005. – 214 с. • Васильев Г.Г., Коробов Г.Е., Коршак А.А., Шаммазов А.М. Трубопроводный транс-порт нефти. /Под ред. М.С. Вайнштока. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2002. – Т. 1. – 408 с.
