|
|
|
Главная --> Справочник терминов Способности нефтепровода Методы оценки относительной реакционной способности мономеров.241 Так как г\ и г2 имеют положительные значения, то условие осуществления азеотропной сополимеризации состоит в том, чтобы оба отношения реакционных способностей мономеров были одновременно больше или меньше единицы (рис. 5.4). Первый случай, т. е. г\ > 1 и г2 >1, который указывал бы на тенденцию обоих мономеров к независимой конкурентной полимеризации, экспериментально не наблюдался. Теоретически же возможны четыре случая относительной реакционной способности мономеров: Методы оценки относительной реакционной способности мономеров Рис. 5.5. Графическое определение относительной реакционной способности мономеров Г] и Гч по Майо-Льюису Рис. 5.6. Графическое определение относительной реакционной способности мономеров г\ и г2 по Фейнману-Россу ров. Соответствующим подбором исходных мономеров полимерным материалам придаются определенные физико-механические свойства. Соотношение компонентов в составе сополимера зависит от реакционной способности мономеров и радикалов. онной способности мономеров при катионной сополименризации, отсутствует. значения индексов относительной реакционной способности мономеров. Как цессы основаны на увеличении реакционной способности мономеров, участвующих Определение химического состава полимера является первостепенной задачей, поскольку наличие тех или иных функциональных групп в полимере даже в количестве около 1% мае может оказывать решающее воздействие на все его показатели. Количество непредельных связей в каучуке определяет его стабильность при окислительном старении, способность к вулканизации и т.д. Еще большее значение имеет анализ химического состава полимеров в тех случаях, когда они являются продуктами сополимеризации. Как известно, состав сополимера отличается от состава исходной смеси вследствие различной реакционной способности мономеров, и, если неизвестны константы сополимеризации мономеров, его можно найти только аналитическим путем. Очевидно, что в случае двойных сополимеров (а таких большинство) достаточно определить содержание звеньев лишь одного из сомономеров. Если второй сомономер резко отличается от первого по составу (наличием азота, хлора, серы и др.) или по степени непредельности (например, в случае сополимеров олефинов и диенов), то анализ может быть выполнен химическим путем и без больших затруднений. Однако анализ таких сополимеров, как бутадиен-стирольные, затруднителен, и предпочтительнее пользоваться физическими методами. Оптическая изомерия наблюдается тогда, когда заместитель X винилового мономера содержит асимметрический углеродный атом. В этом случае полимеры оптически активны [36], причем вращательная способность полимеров большей частью резко отличается от вращательной способности мономеров. Для снижения стоимости строительства и эксплуатационных расходов ГНС магистрального нефтепровода располагают вблизи площадок центральных пунктов промысловой подготовки нефти. Товароучетные операции (контроль качества и количества нефти) при приеме нефти от нефтегазодобывающих предприятий проводят как на ГНС, так и непосредственно на нефтепромыслах. В состав сооружений ГНС входит резервуарный парк объемом, равным суточной пропускной способности нефтепровода. Основное назначение парка — обеспечение бесперебойной работы нефтепромысла при аварийных и плановых остановках нефтепровода. При нормальном режиме работы нефтепровода резервуарные емкости парка должны быть незаполненными. При прекращении перекачки поступающая на головные сооружения газонасыщенная нефть разгазируется в сепараторах и подается в резервуары. Для вывода соотношения, связывающего пропускные способности нефтепровода по нефти при дегазированной и газоасыщенной перекачках, примем, что начальное давление в сравниваемых ва- Подставив в равенство (4.45) выражение (4.39), после несложных преобразований получим соотношение, связывающее пропускные способности нефтепровода по нефти при дегазированной и газонасыщенной перекачках чения .F(Гр), можно сделать вывод, что произведение урт* 2 может быть больше, меньше или равно единице. А это равносильно тому, что перевод нефтепровода на перекачку газонасыщенной нефти может привести согласно выражению (4.46) к увеличению, уменьшению или сохранению его пропускной способности по нефти. В тех случаях, когда растворенный газ приводит к увеличению пропускной способности нефтепровода, газонасыщенная перекачка нефти может рассматриваться как способ увеличения пропускной способности магистральных нефтепроводов. Анализ выражений (4.50) и (4.32) показывает, что наиболее благоприятным с точки зрения увеличения пропускной способности нефтепровода является случай с ламинарным режимом. Выражения для F и Ч*1 в этом случае упрощаются, принимая вид: При фиксированном значении Дрю с увеличением Гр отношение Qi/Q сначала возрастает, затем убывает, т. е. существует такое оптимальное значение Гу, свое для каждой нефти, при котором увеличение пропускной способности нефтепровода по нефти максимально. Так, например, для нефти 1 при Apw— 5 МПа отношение Qi/Q достигает максимального значения при Гр= 10 м3/м3. Дальнейшее увеличение Гр приводит к снижению пропускной способности нефтепровода до Q\= 0.98Q при Гр = 20 м3/м3. Значения SH> наоборот, возрастают с увеличением ps. Это следует из того, что увеличение давления сепарации приводит к уменьшению располагаемого давления, определяемого как разница давлений в начале нефтепровода и на входе в последующую насосную станцию. Значение последнего определяют по формуле (3.1), исходя из требования однофазное™- потока. Давление вначале каждого участка нефтепровода (между двумя насосными станциями) ограничено и определяется прочностью труб. Уменьшение располагаемого давления ведет к снижению пропускной способности 'нефтепровода (при заданных значениях диаметра и числа насосных станций). Поэтому при проектировании нефтепровода для сохранения его плановой пропускной способности следует либо выбирать больший диаметр труб, либо увеличивать число насосных станций, либо одновременно то и другое. Все это ведет к удорожанию 'нефтепровода. Увеличение количества растворенного газа ведет, с одной стороны, к уменьшению вязкости нефти, а следовательно, и к снижению величины гидравлических сопротивлений, с другой, — к увеличению давления насыщения и повышению противодавления в конце «каждого участка нефтепровода, которое обеспечивает одно-фазность потока на всем пути движения нефти и нормальный режим работы промежуточных насосных станций. Последнее обстоятельство уменьшает располагаемый напор (или давление), так как давление в 'начале каждого -участка трубопровода (между насосными станциями) лимитируется прочностью трубопровода. Уменьшение вязкости положительно, а повышение противодавления отрицательно сказываются на пропускной способности нефтепровода. Поэтому существует такое количество растворенного газа, которое обеспечивает максимальную пропускную способность. • Необходимо отметить, что в случае ламинарного режима движения дегазированной нефти, т. е. при Reo<2320, расчеты для значений Гр, больших Г\, проводить не следует, так как максимальное значение k(Fp) находится в пределах 0<Л><Л. Такой* вывод вытекает из анализа данных численного расчета, проведенного для всевозможных предельных значений параметров а, Ь, с, В, v и Л,. В самом деле, функция k(Fn) в интервале О^ГР<;Л является непрерывной монотонно возрастающей или может иметь экстремум. В точке же ГР — Г\ эта функция имеет разрыв первого рода. Объясняется это тем, что при ГР = А происходит скачкообразный переход к турбулентному режиму, имеющему свои закономерности гидравлических сопротивлений. Причем при переходе к турбулентному режиму k резко снижается и в отдельных случаях может быть даже меньше единицы (это соответствует уменьшению пропускной способности нефтепровода). При ГР~>Г\ функция &(Гр) может быть и возрастающей, но ее значения уже не достигнут максимального значения, которое существует при ламинарном режиме. Для наглядности такого положения на рис. 39 представлен график зависимости k(FP) при следующих значениях параметров ? = 0,26 м; Др№ = 5 МПа; v= 1,5- 10~4 м2/с; рг = 0,002; Г„ = = 80 м3/м3; Q = 0,04 м3/с; а = 0.05; 6 = 0,002; с = 0,075; 5=1,615. Для «удобства по оси абсцисс откладывались значения \§(ГР+1) по qc-и ординат — k = Q]/Q. Такие координаты позволяют иметь на графике точку Л> = 0; &=1, соответствующую случаю перекачки дегазированной нефти. Максимальное увеличение пропускной способности нефтепровода достигается при ГР~7 м3/м3. Это соответствует давлению насыщения ps^0,2 МПа. При турбулентном режиме k достигает наибольшего значения, равного 0,982, при Гр = = 13,2 м3/м3, т. е. газонасыщение нефти более 7.м3/м3 приводит к снижению пропускной способности нефтепровода почти на 2 % в сравнении со случаем перекачки дегазированной нефти. , В случае, когда режим перекачки дегазированной нефти соответствует зоне. Блазиуса или зоне смешанного трения турбулентного -режима, обязательно существует максимум функции k(Fv). Причем значения k в этом случае значительно меньше, чем они могут 'быть при ламинарном режиме (рис. 40). При построении этого графика приняты D = 0,7 м; Q = 0,6076 м3/с; а = 0,05 (кривая 1); а = 0,07 (кривая 2). Остальные данные те же, что и для предыдущего графика (см. рис. 39). Кривую на рис. 39 можно сопоставлять с кривой / на рис. 40, так как исходные данные для их построения отличаются только диаметрами труб (средние скорости течения приблизительно одинаковы), за счет чего и достигается различие в режимах движения. Время полного растворения нефтяного газа в потоке дегазированной нефти характеризует время выхода нефтепровода на нормальный режим работы. Ликвидация газовых скоплений уменьшает гидравлические сопротивления трубопровода и обеспечивает увеличение пропускной способности нефтепровода. Полному растворению газа соответствует увеличение высоты потока с Ян до 2Я.  Соединений определяют Соединений основного Соединений относящихся Серьезных недостатков Соединений подтверждено Соединений получение Соединений позволяет Соединений представляющих Соединений применяемых |
- |
Навигация