Свойства транспортируемого флюида

Свойства нефти, характеризующие возможность транспортировки по трубопроводу или перевозки в танкерных цистернах, зависят от её состава. Свойства нефти определяет количественное соотношение между парафиновыми, нафтеновыми, ароматическим углеводородами и другими компонентами. Эти свойства необходимо учитывать на всех этапах обращения с нефтью (и нефтепродуктами):

· при товарно-учётных операциях;

· при перекачке или при перевозке;

· при переработке и использовании в качестве топлива.

Плотность. Плотность обычно изменяется в пределах от 650 до 920 кг/м³. Используется также понятие относительной плотности, которая определяется отношением плотности жидких углеводородов к плотности воды при 20º С. Точное определение плотности жидких углеводородов имеет большое коммерческое значение, поскольку объёмы используемых резервуаров хорошо известны, и это позволяет точнее определять коммерческий вес перекачиваемого продукта [3].

Общее свойство плотностей жидких углеводородов – они уменьшаются с ростом температуры (1 нефтяной баррель = 42 галлона = 0,158988 м³ = 159 л).

Из следующего графика следует (см. рис. 2.), что для рассмотренных нефтей при росте температуры на 100 гр. Цельсия их плотность уменьшается на 120-150 кг/м³, т.е. на 15-18%.

Рис. 2. График зависимости плотности нефти от температуры.

 

Коэффициент объёмного сжатия – величина, характеризующая изменение относительного объёма жидкости при изменении давления на единицу. Характерные значения этого коэффициента для нефти и конденсата находятся в интервале (5-15)^.10^{- 4} 1/МПа, т.е. эти продукты обладают малой сжимаемостью.

Столь большие значения коэффициента объёмного сжатия нефти и жидких углеводородов ответственны за сильные гидравлические удары в трубопроводах, возникающих при возникновении нестационарности при движении транспортируемого продукта.

Общая закономерность - коэффициент объёмного сжатия уменьшается по мере роста плотности жидкости [3].

Коэффициент объёмного расширения - величина, характеризующая относительное изменение объёма жидкости при изменении температуры на 1º С.

Особенно высоким коэффициентом объёмного расширения среди жидких углеводородов обладают сжиженные углеводородные газы. При одном и том же повышении температуры пропан (бутан) расширяется в 16,1 (11,2) раза больше, чем вода, и в 3,2 (2,2) раза больше, чем такой нефтепродукт, как керосин.

При повышении температуры СУГ, расширяясь, создают опасные напряжения в металле, которые могут привести к разрушению резервуаров. Это следует учитывать при заполнении последних, сохраняя требуемый для безопасной эксплуатации объем паровой фазы, т.е. необходимо предусматривать паровую «подушку». Для резервуаров, где проектный рост температуры хранящегося продукта не превышает 40° С, степень заполнения принимается равной 0,85, при большей проектной разности температур - степень заполнения принимается ещё меньше.

Подавляющая часть перекачиваемых в магистральных трубопроводах жидких углеводородов при условиях транспортировки относятся к т.н. ньютоновским жидкостям, основным свойством которых является способность к движению даже при приложения к ним минимального напряжения сдвига.

Обеспечивая перекачку жидкой углеводородной смеси в однофазном состоянии и с сохранением её «ньютоновских» свойств обеспечивается не только минимальные энергетические потери на её транспортировку, но и стабильные условия её перекачки.

Для этого при транспортировке жидких углеводородных смесей поддерживаются необходимые термобарические параметры, а сами жидкие смеси в случае необходимости соответствующим образом обрабатываются с целью достижения ими необходимых для трубопроводной транспортировки свойств [3].

Вязкость. От вязкости транспортируемого продукта зависит выбор технологии перекачки, энергозатраты на транспортировку жидких углеводородов и др. Особенностью вязкости как физического свойства жидкость является очень широкий спектр её значений для разных углеводородных жидких систем, а также её сильная зависимость от температуры транспортировки. Общее свойство вязкости жидких углеводородов – она уменьшается с ростом температуры.

В международной системе единиц СИ динамическая (молекулярная, сдвиговая) вязкость измеряется в пуазах (сантипуазах, сПз) или в мПа^.с: вязкость жидких углеводородов изменяется в широком интервале – от 0,5 до 250 мПа^.с.

Температура застывания – это такая температура, при достижении которой нефть (нефтепродукт) в пробирке не изменяет уровня при наклоне пробирки на 45º в течение 1 мин. Переход нефти из жидкого состояния в твёрдое происходит постепенно, в некотором интервале температур. С позиций физико-химической механики нефтяных дисперсных систем температура застывания нефти определяется как переход от свободно-дисперсного золя в связанно-дисперсное состояние (гель).

Температура нефти (жидкого углеводородного продукта), перекачиваемой по подводному трубопроводу, зависит (кроме температуры на входе в трубопровод) зависит от температуры придонного слоя морской воды в случае, когда трубопровод уложен на морское дно без заглубления, или от температуры грунта в случае, когда трубопровод находится в подводной траншее.

Температура перекачиваемой жидкости определяет величину вязкости и другие её реологические характеристики и таким образом влияет на режим перекачки; она определяет возможность застывания нефти (жидкого углеводородного продукта) в случае, если её температура достигает значения температуры застывания.

Поскольку обычно температура транспортируемого продукта понижается при его передвижении по трубопроводу, это может приводить к заметному росту его вязкости и коэффициента гидравлического сопротивления и, как следствие, к увеличению гидравлических потерь на трение, до тех пор, пока температура продукта падает. Иногда, это может привести к полной остановке трубопровода [3].

Если транспортируемая нефть относится к парафинистым или высокопарафинистым (неньютоновским для условий транспортировки) средам, подобные колебания загрузки осложняют эксплуатацию трубопроводов, особенно в случае морских месторождений и подводных трубопроводов. Транспорт продукции с низкой производительностью приводит к образованию застойных зон и накапливанию парафиноотложений (иногда, даже при использовании ингибиторов парафиноотложений) с постепенным повышением перепада давления в трубопроводе.

Главной причиной образования парафиновых отложений является температурный фактор – её уменьшение при транспортировке, а распределение парафиновых отложений в трубопроводе определяется особенностями его теплового режима.

На непротяжённых морских трубопроводах, чаще всего промысловых, иногда используется технология, основанная на использовании попутного подогрева продукта, который происходит из-за нагрева стенок труб.