Главная -> Словарь

Давлением насыщения

тем прочнее окисел Мет. О„. . Величина AG° непосредственно связана с равновесным давлением кислорода — 1пРо2= 2-AG°/z-R-T. Чем более отрицательно AG°, тем меньше равновесное давление кислорода.

смолы, образующиеся в топливе в результате ускоренного окисления при заданных т-ре и времени в стандартном приборе. Обычно окисление проводят под давлением кислорода или воздуха при 100°С в бомбах для определения индукционного периода, в приборах типа ЛСА и др.

2. 11 у гг е м о преде л е н и я т а к называв м о -г о и н д у к ц п о н н о г о периода. Для этого испытуемый бензин в герметически закрытом сосуде нагревают при 100° R атмосфере кислорода; время от начала опыта до момента, когда начнет резко падать установившееся в нриборе Давление, отмечается как индукционный период. Чем длиннее индукционный период, тем устойчивее бензин. Есть ряд вариантов этого метода. Окисление можно вести или под атмосферным давлением, пли в автоклаве под повышенным доб—7 атм давлением кислорода. Можно индукционный период определять не по резкому излому кривой давления, а по моменту поглощения определенного объема кислорода п т. д. Цифры, получаемые по методу индукционного периода, с точки зрения оценки поведения горючего в моторе имеют, разумеется, лишь условное значение, но общую относительную стабильность бензина они характеризуют достаточно точно. Существуют попытки п приближенного пересчета количества минут индукционного периода

Технический водород может содержать и кислород, который поступает из водяного пара, используемого в процессе, или из промывной воды. В водороде, полученном современными методами паровой каталитической конверсии углеводородов под давлением или паро-кислородной газификацией мазута под давлением, кислорода ничтожно мало. В водороде, полученном на типовых установках паровой конверсии углеводородов при низком давлении, может быть до 0,3—0,4% О2. В процессах гидроочистки и гидрокрекинга нефтепродуктов, а также в большинстве гидрогенизационных нефтехимических процессах кислород не влияет на протекание реакции. или гидрируется водородом с образованием воды. Для таких процессов содержание 02 в водороде должно быть не более 0,2—0,3%. В некоторых нефтехимических процессах в техническом водороде содержание кислорода ограничивают тысячными долями процента. Кроме перечисленных примесей, в техническом водороде могут присутствовать такие микропримеси, как окислы азота, цианистый водород, а также сероводород, аммиак и твердые частицы. Содержание микропримесей незначительно, их влияние на гидрогенизацион-ные процессы не изучено и пока не учитывается.

Входной клапан состоит из штуцера 6 с полихлорвиниловой прокладкой 7, помещенных в цилиндрическом корпусе 8, цилиндрического клапана 9 и пружины 10. Штуцер 6 садится на алюминиевую прокладку 11. Уплотнение достигается нажатием клапана 9 под давлением кислорода на полихлорвиниловую прокладку 7. Входной клапан закрывается колпачком 12 с полихлорвиниловой прокладкой 13. Снизу клапан заканчивается прямой трубкой 14, служащей одним из контактов.

Бомбу с испытуемым образцом бензина под давлением кислорода 7 кПсм2- переносят в заранее подготовленную кипящую водяную баню и погружают в воду до верхнего края крышки бомбы. Момент опускания бомбы в кипящую воду фиксируют как начало окисления.

различна. Так, например, при окислении в течение 3 ч при 150° С под давлением кислорода 15 am из смолы балаханской легкой нефти образовалось 5,3% асфальтенов, из смолы доссорской нефти — 16,2% и из смолы грозненской беспарафпновой нефти — 27,5%. Смолы, полученные при окислении ароматических углеводородов, отличаются по составу и свойствам от смол, выделенных из нефтей.

Индукционным периодом называется время , в течение которого бензин в условиях испытания в бомбе под давлением кислорода 0,7 МПа при 100 °С практически не поглощает кислорода. Об этом судят по кривой давления кислорода в бомбе во время испытания. По окончании индукционного периода скорость окисления резко возрастает, кислород начинает расходоваться, а давление в бомбе снижается. Нормами на автомобильные бензины длительность индукционного периода установлена для разных сортов от 450 до 900 мин.

тем прочнее окисел Меп,. О„. . Величина AG° непосредственно связана с равновесным давлением кислорода — lnpo.,= 2-AG°/z-R-T. Чем более отрицательно AG°, тем меньше равновесное давление кислорода.

Второй метод заключается в окислении смазки в бомбе под давлением кислорода 8 кгс/см2 при температуре 100° С в течение 100 ч. Этот метод аналогичен определению индукционного периода моторных топлив. При окислении смазок наблюдают за падением давления кислорода в бомбе, которое по техническим нормам не должно превышать 0,3—0,5 кгс/см*. После опыта определяют кислотное число окисленной смазки, величина которого не должна быть более 1 мг КОН на 1 г.

ционных периодов (при 100° с избыточным давлением кислорода

Давлением насыщения psac является давление газа, находящегося в термодинамическом равновесии с пластовой нефтью. Если давление на пластовую нефть становится ниже давления насыщения, то из нефти начинает выделяться растворенный газ. Величина р связана с количеством растворенного газа и химическим соста-ьом газа и нефти. Поэтому 1величину /?Яас рекомендуется формулировать как давление, при котором весь имеющийся газ полностью растворяется в нефти, или — давление, при котором начинают всплывать из нефти первые пузырьки газа.

Пробы нефти с забоя, отобранные на изучаемом месторождении в условиях идентичных пьезометрических режимов , могут и не обладать равным давлением насыщения, поскольку последнее зависит от количества газа, растворенного в единице объема. Тип залежи, ее пористость и проницаемость так же, как и степень трещиноватости и складчатости, могут оказать влияние на скорость, око-торой устанавливается равновесная растворимость газа по всему коллектору .

сравнивались по следующим показателям: выходу стабильной нефти, величине потерь из резервуара, утилизации газа концевых ступеней сепарации , разнице между давлением насыщения и давлением насыщенных паров стабильной нефти. В качестве базовой схемы принята типовая схема трехступенчатой сепарации нефти с перепадом давлений от 0,8...0,3 МПа до 0,105 МПа. Сравниваемые с базовой технологические схемы предусматривают: подачу газа первой и второй ступеней сепарации в поток нефти перед КОС; утилизацию газа КСС путем смешения его с частью стабильной нефти и возврата в исходное сырье ; эжёктирование газа КСС нефтью, прошедшей первую ступень сепарации, разгазирование смеси в дополнительной емкости при давлении близком к давлению начального разгазирования и возврат ее в сырье ; подачу газа КСС в дополнительный сепаратор первой ступени и возврат нефти в основной сырьевой поток ; подачу нефти второй ступени сепарации, минуя КСС и резервуар, в сепаратор третьей ступени с давлением 0,25...0,50 МПа . Анализ технологических схем 1 ...7 показывает, что:

над давлением насыщения, так как только при этом малые зародыши способны к дальнейшему росту за счет конденсации молекул пара на их поверхности.

Технологические схемы перекачивающих станций и используемое на них оборудование должны обеспечивать перекачку нефти с высоким давлением насыщения. Это возможно только при полной герметизации всего пути движения газонасыщенной нефти с промысла до концевых сооружений магистрального нефтепровода и при поддержании в любой точке системы давления, обеспечивающего однофазность потока нефти. Поэтому при перекачке газонасыщенной нефти технологические схемы как головной, так и промежуточных насосных станций будут отличаться от соответствующих схем, применяемых при перекачке дегазированных нефтей.

После сооружения нефтепровода его спрессовывают водой. Затем начинают заполнять трубопровод нефтью. При этом желательно закачивать сначала дегазированную нефть. Это объясняется тем, что заполнение трубопровода нефтью связано с вытеснением из него воды. В случае газон асыщенной нефти возможно ее разгазирование в отдельных участках, что существенно осложняет процесс вытеснения воды. После того, как давление достигнет определенного значения, 'можно закачивать газонасыщеиную нефть. При 'возобновлении перекачки нефти после остановки подача должна вестись на закрытую задвижку в конце трубопровода до тех пор, пока давление не достигнет заданной величины, обеспечивающей сжатие газовых включений и последующий их вынос потоком нефти. При пуске на открытую задвижку в конце нефтепровода и недостаточном конечном давлении весь поток будет состоять из двух участков: начального, характеризуемого однофазным течением, и конечного, где имеет место двухфазное течение. Длину конечного участка определяют конечным давлением, профилем трассы и давлением насыщения нефти. Движение двухфазных смесей имеет свои закономерности, в частности, гидравлические сопротивления таких потоков значительно выше, чем для однофазных. Поэтому в подобных случаях возможны увеличения пусковых давлений. Подобное явление 'было установлено экспериментально на участке трубопровода длиной 2 км и диаметром 152 мм. Профиль трассы экспериментального участка имел перепады высот, не превышающие

Свойства пластовой нефти исследовали по пробам, отобранным из скв. 24, дающей нефть из отложений верхнего карбона. Нефть этой залежи характеризуется высоким давлением насыщения, высоким газосодержанием, почти в 2 раза превышающим газосодержание условной средней нефти, низкими значениями плотности и вязкости. При этом надо отметить довольно низкий коэффициент растворимости газа в нефти, не достигающий величины коэффициента растворимости условной средней нефти.

Кызылбаевское месторождение, открытое в 1965 г., приурочено к Предуральскому прогибу, представляет собой антиклинальную складку небольших размеров. Основной продуктивный горизонт залегает на глубинах 790—850 м и приурочен к отложениям верхнего карбона. Свойства нефти этого горизонта исследовали по пробам из скв. 27. Пластовая нефть данного горизонта характеризуется очень низким давлением насыщения. По сравнению с средней нефтью эта. нефть имеет повышенную вязкость и низкое газосодержание.

Алегазовское месторождение, открытое в 1971 г., приурочено к Предуральскому прогибу, представляет собой антиклинальную складку очень малых размеров. Основной продуктивный горизонт залегает на глубинах 900—950 м в отложениях верхнего карбона. В этом горизонте находится залежь нефти с газовой шапкой. Кроме того, выявлены две газовые залежи в пласте Вп верейского горизонта и одна газовая залежь с незначительной нефтяной оторочкой в башкирском ярусе. Коллекторами в горизонте верхнего карбона являются известняки с пористостью 4—8% и проницаемостью Ы0~15—2-10~15 м2. Свойства пластовой нефти этого горизонта исследовали по пробе из одной скважины . Пластовая нефть характеризуется относительно низким давлением насыщения, высоким коэффициентом растворимости и невысоким значением вязкости.

Нефть турнейского яруса характеризуется относительно низким давлением насыщения, пониженным газосодержанием и повышенными значениями плотности и вязкости. Параметры этой нефти типичны для нефти каменноугольных отложений на территории Башкирской АССР: малое газосодержание, повышенные вязкость и плотность.

По параметрам нефтей пластов Дх и Дху они сходны по вязкости, но различаются давлением насыщения, газосодержанием, коэффициентом растворимости и плотностью. В целом заметное их отличие от средней нефти проявляется в высоком газосодержании нефти пласта Дц.