СРАВНИТЕЛЬНЫЙ АНАЛИЗ ФИЗИЧЕСКИХ СВОЙСТВ ЖИДКИХ УГЛЕВОДОРОДОВ

АННОТАЦИЯ

В статье приведены плотность и вязкость нефти, газового конденсата и их смесей определенным расчетно-экспериментальным путём в диапазоне температуры от 20 до 80 ^оC для сравнительного анализа. Для расчёта плотности местных нефти с помощью уравнения Мановяна можно с учетом поправочного коэффициента (П) от 0,997 до 0,982 зависимости от температуры. Для расчёта газового конденсата 0,998÷0,994, а для газового конденсата и его смеси с включением нефти до 50% можно использовать поправочный коэффициент, имеющий значения 0,996÷0,984. Расчёт кинематического вязкости с использованием уравнении Рейнольдса-Филонова можно осуществлять учетом поправочного коэффициента, имеющего значения: 0,963÷0,986 для нефти; 0,969÷0,507 для смеси нефти с газовым конденсатом, имеющей состав 50 % нефть, 0,971÷0,765 для газового конденсата в зависимости от температуры.

ABSTRACT

The article presents the density and viscosity of oil, gas condensate and their mixtures determined by calculation and experimentally in the temperature range from 20 to 80 ° C for comparative analysis. To calculate the density of meat oils using the Manovyan a equation, it is possible, taking into account the correction factor (П) from 0.997 to 0.982 depending on temperature. For the calculation of gas condensate 0.998÷0.994, and for gas condensate and its mixture with the inclusion of oil up to 50%, a correction factor having values of 0.996÷0.984 can be used. The calculation of kinematic viscosity using the Reynolds-Filonov equation can be carried out taking into account the correction factor having the values: 0.963-0.986 for oil; 0.969-0.507 for a mixture of oil with gas condensate having a composition of 50% oil, 0.971-0.765 for gas condensate depending on temperature.

Ключевые слова: нефть, газовый конденсат, смесь, плотность, кинематический вязкость, динамический вязкость, температура, поправочный коэффициент.

Keywords: oil, gas condensate, mixture, density, kinematic viscosity, dynamic viscosity, temperature, correction factor.

В основе переработки жидких углеводородов лежат физико-химические процессы. Управление этими процессами требует глубокого изучения физико-химических свойств нефти и газового конденсата. Многие из этих свойств нефти и нефтепродуктов, межмолекулярные взаимодействия и структурные особенности нефтяных систем, отражают эксплуатационные характеристики нефтепродуктов.

В большинстве случаев из-за сложности состава используются средние значения физико-химических характеристик нефтяного сырья. Чем точнее определяются эти свойства (экспериментально или по эмпирическим формулам), тем точнее результаты технологических расчётов – основы для проектирования установок переработки нефти [1, с. 44].

Из основных физических свойств нефти и газового конденсата, характеризующих его первичное состояние, являются плотность и вязкость.

Целью данной работы является определения температурных зависимостей физических свойств нефти, газового конденсата и их смесей с использованием экспериментально-аналитической метода и проверка точности универсальных формул, используемых при расчете физических свойств жидких углеводородов, путем сравнения их с результатами экспериментов.

Плотность и вязкость углеводородного сырья и их смесей определена расчетно-экспериментальным путём для сравнительного анализа, в диапазоне температуры от 20 до 80 ^оC. Данный температурный предел охватывают область проведения экспериментов по предварительного дегазация углеводородного сырья.

Для определения плотности углеводородного сырья рекомендованы два стандартизированных метода: ареометрический и пикнометрический (ГОСТ 3900-85) [2, с. 270-273]. В ходе экспериментов для определения плотности нефти, газового конденсата и их смесей использован ареометрический метод. Сущность выбранного метода определения плотности заключается в погружении поплавкового ареометра в пробу испытуемого сырья, снятие показания по шкале ареометра при температуре определения и пересчете результатов на плотность при температуре 20 ^оС.

Измерение плотности пробы углеводородного сырья осуществлено с использованием ареометров для нефти типа АНТ-1, АНТ-2 и АН, выпускаемых ОАО «Стеклоприбор» (Украина) по ГОСТ 18481-81 (ТУ 314307481. 008-95).

Экспериментальное значение плотности нефти, газового конденсата и их смесей (50% нефть +50% газовый конденсат) при температурах 20÷80 ^оС приведены в рисунке 1.

Как видно из рисунка 1, изменения плотности нефти, газового конденсата и их смесей с повышением температуры величины плотности углеводородного сырья имеют тенденции к снижению. Из результатов эксперимента по определению плотности жидких углеводородов при t = 20÷80 ^оC следует, что плотность (r, кг/м³) исследуемой нефти находится в пределах 853÷809, а плотность газового конденсата значительно ниже, т.е. в пределах 759÷714. Из экспериментальных данных также видно, что плотность нефтегазоконденсатных смесей, состоящие из 50 % нефти и 50 % газового конденсата, снижается от 805 до 759.

Рисунок 1. Изменение плотности нефти, газового конденсата и их смесей зависимости от температуры

Для сравнительного анализа можно расчетным путем определить плотность нефти и газовых конденсата по уравнению А.К. Мановяна [3, с. 99-100]:

                            (1)

где:  - безразмерная величина относительной плотности нефти (нефтепродукта), равной отношению плотности нефти при 20 °С к плотности воды при 4 ^оС. За рубежом за стандартную принята одинаковая температура нефти и воды, равная 60 °F (15,5 °С). В этом случае относительная плотность обозначается

Взаимный пересчет значений и  рассчитывается по формулам [3, с.100]:

                                                      (2)

или

                                                        (3)

где: α - средняя температурная поправка (коэффициент расширения) на 1 °С, определяется в зависимости от величины; - относительная плотность сырья при температуре определения t.  

Плотность нефтегазоконденсатных смесей рассчитывается по формуле [4, с.123]:

                                               (4)

где  r₁ и r₂ - относительные плотности компонентов смеси; V₁ и V₂ - объемы компонентов в смеси.

Результаты расчетов плотности нефти, газового конденсата и их смесей, имеющих различные объемные соотношения составных компонентов, выполненные по формуле (1 и 4) в диапазоне температуры от 20 до 80 ^оC, приведены в таблице 1.

Таблица 1.

Расчётные значения плотности углеводородного сырья при 20÷80 ^оС

Для определения кинематической вязкости углеводородного сырья выбран широко распространенный метод капилляра [3, c. 99; 4, с.123]. Сущность метода заключается в измерении калиброванным стеклянным капиллярным вискозиметром времени истечения определенного объема испытуемой жидкости (в секундах) между метками М₁ и M₂ под действием силы тяжести при постоянной температуре. Кинематическая вязкость является произведением измеренного времени истечения на постоянную вискозиметра.

Капиллярный вискозиметр ВПЖ-4 состоит из резервуара для испытуемой жидкости, тонкой трубки-капилляра и приемника для жидкости. Источником давления служит вес столба испытуемой жидкости в приборе (гидростатическое давление) или внешнее давление, подаваемое на мениск жидкости в вискозиметре или сочетание обоих видов давлений.

В ходе экспериментов по определению кинематической вязкости углеводородного сырья использованы стеклянный вискозиметр ВПЖ-4 АКЛ 2.842.032 (№ 2129, диаметр капилляра d = 0,82 мм, постоянная прибора К = 0,02880 мм²/с²), термостат, резиновая трубка, резиновая груша и секундомер.

Опыты по определению вязкости партии нефти, газового конденсата и их смесей проведены согласно межгосударственному стандарту ГОСТ 33-2000 (ИСО 3104-94): Нефтепродукты. Определение кинематической вязкости и расчет динамической вязкости [5, с. 68-70].

Допускаемое расхождение последовательных определений значений кинематической вязкости от его среднего арифметического значения не превышало ±1,2 %.

Согласно унифицированной программе исследования для нефти определяют кинематическую (динамическую) вязкость при температурах от 0 до 80 ^оС (через 5 ^оС).

Для измерения плотности и кинематической вязкости углеводородного сырья нами собран экспериментальный стенд [6, с. 43-45].

Значение кинематической вязкости исследуемой пробы сырья ν (мм²/с), измеренной при помощи вискозиметра ВПЖ-4, рассчитывается по формуле [7, с.55; 8, с. 25-27]:

                                                   (5)

где: g = 9,81 м/с² - ускорение свободного падения; τ_ср - среднее арифметическое значение времени истечения пробы сырья, с; К = 0,0288 мм²/с² - постоянная вискозиметра.

Экспериментальное значение кенематической вязкости нефти, газового конденсата и их смесей при температурах 20÷80 ^оС приведены в рисунке 2.

Как видно из кривых показанных на рис.2, изменения кинематической вязкости нефти, газового конденсата и их смесей от повышения температуры имеют плавный характер и тенденции к снижению. Результаты экспериментов свидетельствуют от том, что кинематическая вязкость (n, мм²/с) исследуемой нефти находится в пределах 6,65÷2,33, а кинематическая вязкость газового конденсата 1,3÷0,69 мм²/с. Значения кинематической вязкости нефтегазоконденсатных смесей состоящие из 50 % нефти и 50 % газового конденсата при t = 20÷80 ⁰C изменяется в пределе 2,29÷1,19 мм²/с.

Рисунок 2. Изменение кинематического вязкости нефти газового конденсата и их смесей диапазоне температуры 20 ÷ 80 ^оC

Кинематическая вязкость нефти может быть рассчитана по формуле Рейнольдса-Филонова [9, с.122-128]:

,                                                      (6)

где: ν_о - вязкость нефти при Т_о=293,15 К; е = 2,71 - основание натурального логарифма; Т- температура, при которой определяется вязкость нефти, ^оС; К- коэффициент, определяемый из выражения К = ln(ν_о/ν₁)/(Т₁-Т_о); ν₁-  кинематическая вязкость нефти при температуре Т₁.

Для расчета вязкости нефтегазоконденсатной смеси ν_см использована формула [10, с.18-22]:

                                                        (7)

где: m и n - масса составных компонентов смеси, кг; ν₁ и ν₂ - вязкости компонентов смеси, мм²/с;

Расчетные значения кинематической вязкости углеводородного сырья при 20÷80 ^оС приведены в таблице 2.

Таблица 2.

Расчётные значения вязкости углеводородного сырья при 20÷80 ^оС

Путем сравнения результатов, полученных экспериментальными и расчетными методами измерения плотности и кинематической вязкости, была определена разница между ними, и было предложено ввести поправочный коэффициент в определенные формулы при температурах 20÷100^оС.

П_к = [(Ф_р - Ф_э)/Ф_р]100 % .                                            (8)

где: Ф_р – расчетное значения физических свойств; Ф_{э –} экспериментальное значения физических свойств.

Значении поправочных коэффициентов для расчёта плотности и кинематической вязкости Кукдумалакского нефти, газового конденсата и их смесей зависимости от температуры сведены в таблице 3.

Таблица 3.

Значения поправочных коэффициентов

Из анализа значений плотности нефти, газового конденсата и их смесей (50% нефть +50% газовый конденсат), определенных экспериментальным путём и вычисленных по формулам (1 и 4) следует, что среднеарифметическая расчетная величина плотности нефти на 1,15 % завышена по сравнению с экспериментальными данными, а для случая газового конденсата, на 0,44%, а для смесей 50% нефти и 50% газового конденсата плотности завышена в среднем на 0,78 %. Исходя из этих данных, для уточненных расчетов плотности нефти, при температурах 25 ÷ 80 ^оС может быть использованы формулы (1) и (4), с учетом поправочного коэффициента П, в пределе от 0,997 до 0,982 зависимости от температуры. Для расчёта газового конденсата П=0,998÷0,994, а для газового конденсата и его смеси с включением нефти до 50% можно использовать поправочный коэффициент, имеющий значения П=0,996÷0,984.

Сравнительный анализ значений кинематической вязкости нефти, газового конденсата и их смесей, вычисленных экспериментальным и расчетным путями показывает, что для нефти величина вязкости, вычисленной по формуле (6), завышена на 5,3%, для газового конденсата 26 % по сравнению с вязкостью, определенную экспериментальным способом. а для газового конденсата и его смесей, содержащих нефти в пределах 50%, экспериментальное значение кинематической вязкости завышена в среднем на 14,7% по сравнению с расчетными. Учитывая эти обстоятельства, для расчёта величину кинематической вязкости нефти, газового конденсата и их смесей можно использовать формулы (6) и (7), с учетом поправочного коэффициента П, имеющего значения: П=0,963÷0,986 для нефти; П=0,969÷0,507 для смеси нефти с газовым конденсатом, имеющей состав 50 % нефть, П=0,971÷0,765 для газового конденсата в зависимости от температуры.

Таким образом, экспериментальным путем выявлен характер изменения плотности и вязкости местных (Кукдумалакский) нефти, газового конденсата и их смесей при изменении температурного фактора в пределах 20 ÷ 80 ^оС. Для уточненных расчетов плотности и кинематической вязкости нефти, газового конденсата и их смесей может быть использованы формулы (1-4) и (6-7), с учетом поправочных коэффициентов, зависящих от состава углеводородного сырья. Потправочные коэффициенты отдельно рассчитываются для углеводородного сырья, полученного из различных скважин.

Список литературы:

1. Мановян А.К. Технология первичной переработки нефти и природного газа. Учебное пособие для вузов. 2-е изд. – М.: 2001 569 с.
2. Исмаилов О.Ю., Худайбердиев А.А. Изучение процесса нагревания нефти в горизонтальной трубе // Узбекский химический журнал. – 2011. Специальный выпуск. - С. 270-273.
3. Глаголева О.Ф., Капустин В.М., Гюльмисарян Т.Г. и др. Технология переработки нефти. В 2-х частях. Часть первая. Первичная переработка нефти /Под ред. О.Ф. Глаголевой и В.М. Капустина. –М.: Химия, КолосС, 2006. –400 с.
4. Туманян Б.П. Практические работы по технологии нефти. Малый лабораторный практикум. – М.: Техника, РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. Тума групп, – 2006. – 160 с.
5. В.Г. Власов Физико-химические свойства нефтей и нефтепродуктов. Учебное пособие" г. Вологда. Инфра-Инженерия, -2021. -216 с.
6. Исмаилов О.Ю. Изучения плотности жидких углеводородов// Узбекский химический журнал –2013. – №5. – С.43-45.
7. Фукс Г.И. Вязкость и пластичность нефтепродуктов. – М.-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2003. – 328 с.
8. Исмаилов О.Ю., Худайбердиев А.А., Газиева Ф.Н. Определение вязкости углеводородного сырья// Узбекский химический журнал. – Ташкент, 2012. – №3. – С. 25-27.
9. Ismailov O. Yu., Khurmamatov A.M. Influence of recirculation of hydrocarbon flows on the efficiency of the heat exchanger operation Scientific and technical journal of Namangan institute of engineering and technology. Namangan-2021. VOL 6 – Issue (1) 2021 Pp. 122-128.
10. Салимов З, Исмаилов О.Ю. Плотность и вязкость жидких углеводородов при температурах 20-98 ^ОС// Научно-технический журнал «Нефтепереработка и нефтехимия». – Москва. 2014. – №1. – С. 18-22.