Стабільний газовий конденсат, властивості транспортованого флюїду - кошти зберігання і
Стабільний газовий конденсат
Вуглеводнева рідина, що складається з важких вуглеводнів С5 +. в якій розчинено не більше 2-3% мас. пропан-бутанової фракції. Встановлено дві групи (I і II) стабільного конденсату в залежності від вмісту домішок - води, механічних домішок, хлористих солей [3].
Відповідно до стандарту ОСТ 51.65 - 80 стабільний конденсат визначається як суміш вуглеводнів метанового, нафтенового і ароматичного рядів, яка задовольняє вимоги по ряду фізико-хімічних показників. Основний показник - тиск насичених парів - при плюс 38Є З повинен складати 66650 Па (500 мм рт. Ст.). Таким чином, пружність парів стабільного конденсату повинна бути така, щоб при нормальному атмосферному тиску забезпечувалося його зберігання в рідкому стані до температури порядку плюс 60є С.
Змісту метанолу не нормується, хоча в окремих випадках цей показник може побут дуже важливий: він визначається і нормується за погодженням із споживачем. Те ж саме стосується і змістів в стабільному конденсаті загальної сірки і сірководню [3].
Властивості транспортується флюїду
Властивості нафти, що характеризують можливість транспортування по трубопроводу або перевезення в танкерних цистернах, залежать від її складу. Властивості нафти визначає кількісне співвідношення між парафінові, нафтеновими, ароматичним вуглеводнями і іншими компонентами. Ці властивості необхідно враховувати на всіх етапах поводження з нафтою (і нафтопродуктами):
· При товарно-облікових операціях;
· При перекачуванні або під час перевезення;
· При переробці і використанні в якості палива.
Густина. Щільність зазвичай змінюється в межах від 650 до 920 кг / м 3. Використовується також поняття відносної щільності, яка визначається відношенням щільності рідких вуглеводнів до щільності води при 20є С. Точне визначення щільності рідких вуглеводнів має велике комерційне значення, оскільки обсяги використовуваних резервуарів добре відомі, і це дозволяє точніше визначати комерційний вага перекачується [3].
Загальна властивість щільності рідких вуглеводнів - вони зменшуються з ростом температури (1 нафтовий барель = 42 галона = 0,158988 м 3 = 159 л).
З наступного графіка слід (див. Рис. 2.), що для розглянутих нафт при зростанні температури на 100 гр. Цельсія їх щільність зменшується на 120-150 кг / м 3. тобто на 15-18%.
Мал. 2. Графік залежності щільності нафти від температури.
Коефіцієнт об'ємного стиснення - величина, що характеризує зміну відносного об'єму рідини при зміні тиску на одиницю. Характерні значення цього коефіцієнта для нафти і конденсату знаходяться в інтервалі (5-15) .10 - 4 1 / МПа, тобто ці продукти мають малу сжимаемостью.
Настільки великі значення коефіцієнта об'ємного стиснення нафти і рідких вуглеводнів відповідальні за сильні гідравлічні удари в трубопроводах, що виникають при виникненні нестаціонарності при русі продукту, що транспортується.
Загальна закономірність - коефіцієнт об'ємного стиснення зменшується в міру зростання щільності рідини [3].
Коефіцієнт об'ємного розширення - величина, що характеризує відносну зміну об'єму рідини при зміні температури на 1є С.
Особливо високим коефіцієнтом об'ємного розширення серед рідких вуглеводнів мають зріджені вуглеводневі гази. При одному і тому ж підвищенні температури пропан (бутан) розширюється в 16,1 (11,2) рази більше, ніж вода, і в 3,2 (2,2) рази більше, ніж такий нафтопродукт, як гас.
При підвищенні температури ЗВГ, розширюючись, створюють небезпечні напруги в металі, які можуть привести до руйнування резервуарів. Це слід враховувати при заповненні останніх, зберігаючи необхідний для безпечної експлуатації обсяг парової фази, тобто необхідно передбачати парову "подушку". Для резервуарів, де проектний зростання температури продукту, що зберігається не перевищує 40 ° С, ступінь заповнення приймається рівною 0,85, при більшій проектної різниці температур - ступінь заповнення приймається ще менше.
Переважна частина перекачуються в магістральних трубопроводах рідких вуглеводнів за умов транспортування відносяться до т. Зв. ньютоновским рідин, основною властивістю яких є здатність до руху навіть при додатку до них мінімальної напруги зсуву.
Забезпечуючи перекачування рідкої вуглеводневої суміші в однофазному стані і зі збереженням її "ньютоновских" властивостей забезпечується не тільки мінімальні енергетичні втрати на її транспортування, а й стабільні умови її перекачування.
Для цього при транспортуванні рідких вуглеводневих сумішей підтримуються необхідні термобарические параметри, а самі рідкі суміші в разі потреби відповідним чином обробляються з метою досягнення ними необхідних для трубопровідного транспортування властивостей [3].
В'язкість. Від в'язкості продукту, що транспортується залежить вибір технології перекачування, енерговитрати на транспортування рідких вуглеводнів та ін. Особливістю в'язкості як фізичного властивості рідина є дуже широкий спектр її значень для різних вуглеводневих рідких систем, а також її сильна залежність від температури транспортування. Загальна властивість в'язкості рідких вуглеводнів - вона зменшується з ростом температури.
У міжнародній системі одиниць СІ динамічна (молекулярна, зсувна) в'язкість вимірюється в пуаз (сантіпуаз, сПз) або в мПа. з: в'язкість рідких вуглеводнів змінюється в широкому інтервалі - від 0,5 до 250 мПа. с.
Температура застигання - це така температура, при досягненні якої нафта (нафтопродукт) в пробірці не змінює рівня при нахилі пробірки на 45є протягом 1 хв. Перехід нафти з рідкого стану в твердий відбувається поступово, в деякому інтервалі температур. З позицій фізико-хімічної механіки нафтових дисперсних систем температура застигання нафти визначається як перехід від вільно-дисперсного золю в зв'язано-дисперсне стан (гель).
Температура нафти (рідкої вуглеводневої продукту), що перекачується по підводному трубопроводу, залежить (крім температури на вході в трубопровід) залежить від температури придонного шару морської води в разі, коли трубопровід покладений на морське дно без заглиблення, або від температури грунту в разі, коли трубопровід знаходиться в підводному траншеї.
Температура рідини визначає величину в'язкості і інші її реологічні характеристики і таким чином впливає на режим перекачування; вона визначає можливість застигання нафти (рідкої вуглеводневої продукту) в разі, якщо її температура досягає значення температури застигання.
Оскільки зазвичай температура продукту, що транспортується знижується при його пересуванні по трубопроводу, це може призводити до помітного зростання його в'язкості і коефіцієнта гідравлічного опору і, як наслідок, до збільшення гідравлічних втрат на тертя, доти, поки температура продукту падає. Іноді, це може призвести до повної зупинки трубопроводу [3].
Якщо транспортується нафта відноситься до парафінистої або високопарафіністим (неньютонівської для умов транспортування) середах, подібні коливання завантаження ускладнюють експлуатацію трубопроводів, особливо в разі морських родовищ і підводних трубопроводів. Транспорт продукції з низькою продуктивністю призводить до утворення застійних зон і накопичення парафіноотложеній (іноді, навіть при використанні інгібіторів парафіноотложеній) з поступовим підвищенням перепаду тиску в трубопроводі.
Головною причиною утворення парафінових відкладень є температурний фактор - її зменшення при транспортуванні, а розподіл парафінових відкладень в трубопроводі визначається особливостями його теплового режиму.
На непротяжних морських трубопроводах, найчастіше промислових, іноді використовується технологія, заснована на використанні попутного підігріву продукту, який відбувається через нагрівання стінок труб.