лористих солей, мг/л (не більше) 1003009003. Масова частка механічних домішок,% (не більше) 0,054. Тиск насичених парів при 38 ° С, кПа (не більше) 66,7
Вид товарної нафти залежить від вмісту в ній сірководню і легких меркаптанів.
Для товарної нафти 1 і 2 види масова частка сірководню не повинні перевищувати 20 і 100 г/т відповідно, а масова частка метил - і етілмеркаптанов не повинна перевищувати 40 і 100 г/т відповідно.
2.2 Стабільний газовий конденсат
Вуглеводнева рідина, що складається з важких вуглеводнів С 5+, 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].
У відповідності зі стандартом ОСТ 51.65 - 80 стабільний конденсат визначається як суміш вуглеводнів метанового, нафтенового та ароматичного рядів, яка задовольняє вимогам по ряду фізико-хімічних показників. Основний показник - тиск насичених парів - при плюс 38Є З повинен становити 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.
Вміст води в стабільному конденсаті, рівне 0,1% мас. (група I) і 0,5% мас. (група II), допускається в межах менших, ніж для сирої нафти (0,5-1,0% мас.).
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].
2.3 Властивості транспортованого флюїду
Властивості нафти, що характеризують можливість транспортування по трубопроводу або перевезення в танкерних цистернах, залежать від її складу. Властивості нафти визначає кількісне співвідношення між парафіновими, нафтеновими, ароматичним вуглеводнями та іншими компонентами. Ці властивості необхідно враховувати на всіх етапах поводження з нафтою (і нафтопродуктами):
· при товарно-облікових операціях;
· при перекачуванні або при перевезенні;
· при переробці та використанні в якості палива.
Щільність. Щільність звичайно 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 продукту [3].
Загальна властивість густин рідких вуглеводнів - вони зменшуються із зростанням температури (1 нафтовий барель=42 галона=0,158988 м 3=159 л).
З наступного графіку 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%.
Рис. 2. Графік залежності густини 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 - 1 квітня/МПа, тобто ці продукти мають малу стискальністю.
Настільки великі значення коефіцієнта об'ємного стискування 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 у міру зростання щільності рідини [3].
Коефіцієнт об'ємного розширення - величина, характеризує відносну зміну об'єму рідини при зміні температури на 1є С.
Особливо високим коефіцієнтом об'ємного розширення серед рідких вуглеводнів володіють зріджений нафтовий газ. 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 призвести до руйнування резервуарів. Це слід враховувати при заповненні останніх, зберігаючи необхідний для безпечної експлуатації обсяг парової фази, тобто необхідно передбачати парову подушку raquo ;. Для резервуарів, де проектний зростання темпера...
