بهبود عملکرد روغن توربین با استفاده از روغن های پایه گاز به مایع (GLT)

Enhanced Turbine Oil Performance Utilizing Gas To Liquid Base Oils

چالش جهانی انرژی

چالش‌هایی برای اپراتورهای توربین

عملکرد روغن توربین

فن آوری گاز به مایع (GLT)

فرمول بندی روغن مدرن توربین

بهبود عملکرد روغنهای توربین با روغن پایه GLT

a. افزایش محافظت

b. افزایش عمر روغن

c. کارایی عالی سیستم

نتیجه گیری

منابع

روغن‌های توربین باید بتوانند از پس شرایط تقاضا بربیایند تا از حداکثر کارایی و قابلیت اطمینان پشتیبانی کنند. اپراتورهای توربین برای کمک به پایین آوردن هزینه کل مالکیت همچنین به دنبال روغنهایی هستند که بتوانند فواصل تخلیه روغن را افزایش دهند. روغن‌های توربین باید در برابر اکسیداسیون مقاوم باشند، هوا و آب را به سرعت از هم جدا کنند و زیاد کف نکنند. در سالهای گذشته، توسعه روغن توربین بر استفاده از روغنهای پایه سنتی از جمله گروه I، II و اخیراً روغنهای پایه گروه III متمرکز بوده است. در حال حاضر، فن آوری موجود از روغنهای پایه گاز به مایع (GLT) استفاده می‌کند. روغن‌های پایه گاز به مایع (GLT) از گاز طبیعی مشتق شده‌اند و روند تولید این امکان را بوجود می‌آورد که روغن پایه دارای طیف ملکولی بسیار محدودی در مقایسه با روغنهای پایه سنتی باشد. روغن‌های پایه گاز به مایع (GLT) در واقع فاقد آلاینده هستند و نسبت به مواد افزودنی مانند آنتی اکسیدانها بخوبی پاسخ می‌دهند. این روغنها به دلیل خالص بودن دارای ویژگیهای بسیار عالی مانند انتشار سریع هوا، حالت فومینگ و به حداقل رسانی وارنیش هستند. در این مقاله به تولید و ویژگیهای عملکردی روغنهای پایه گاز به مایع (GLT) و همچنین ویژگیهای فیزیکی و عملکردی روغنهای توربین که حاوی روغنهای پایه گاز به مایع (GLT) هستند، خواهیم پرداخت. 

چالش جهانی انرژی

امروز جهان با چالشهای بسیاری روبرو است که با افزایش جمعیت جهانی (9 میلیارد نفر تا سال 2050 و تا به امروز تقریباً 6.7 میلیارد) و افزایش رشد اقتصادی در کشورهای در حال توسعه افزایش خواهد یافت. این امر با روند طولانی مدت افزایش تقاضا برای انرژی مطابقت دارد. اگر جهان به همان صورتی که امروز از انرژی استفاده می‌کند همچنان از آن استفاده کند، تا سال 2050 تقاضای انرژی می‌تواند دو برابر یا حتی سه برابر میزان آن در سال 2000 شود. (منابع مورد نیاز است)

Turbine oils must be able to handle demanding conditions to support maximum efficiency and reliability. To help lower total cost of ownership, turbine operators are also looking towards oils that can increase oil drain intervals. Turbine oils must resist oxidation, separate air and water quickly and be low foaming. In years past, turbine oil development has focused on the use of traditional base oils including Group I, II and more recently Group III base oils. Technology is now available that utilizes gas-toliquid (GTL) base oils. GTL base oils are derived from natural gas and the manufacturing process allows the base oil to have a very narrow molecular range in comparison with traditional base oils. GTL base oils are essentially contaminant free and respond very well to additives such as antioxidants. Because of its purity, GTL base oil has excellent surface properties including very rapid air release, excellent antifoaming behavior and minimizes varnish. This paper will focus on the manufacture and performance properties of GTL base oils as well as physical and performance properties of turbine oils which contain GTL base oils.

Global Energy Challenge

The world today faces many challenges that will be propelled by a rising global population (9 billion people by 2050, up from today’s 6.7 billion or so) and strong economic growth in developing countries. That is consistent with the long-term trend of rising demand for energy. By 2050, energy demand could double or even triple from its level in 2000 if the world continues to use energy in the same way that it does today. (Reference needed)

تصویری از مقاله ترجمه و تایپ شده در نرم افزار ورد

بهبود عملکرد روغن توربین با استفاده از روغن های پایه گاز به مایع (GLT)

Enhanced Turbine Oil Performance Utilizing Gas To Liquid Base Oils

چارچوبی برای ارزیابی کمی ریسک نشت از کشتی های سوخت ال.ان.جی با رویداد سی.اف.دی درختی

Framework for the quantitative assessment of the risk of leakage from LNG-fueled vessels by an event tree-CFD

• برای دانلود رایگان مقاله انگلیسی با فرمت pdf بر روی عنوان انگلیسی مقاله کلیک نمایید.
• برای خرید و دانلود ترجمه فارسی آماده با فرمت ورد، روی عنوان فارسی مقاله کلیک کنید.

چارچوبی برای ارزیابی کمی ریسک نشت از کشتی های سوخت ال.ان.جی با رویداد سی.اف.دی درختی

Framework for the quantitative assessment of the risk of leakage from LNG-fueled vessels by an event tree-CFD

• برای دانلود رایگان مقاله انگلیسی با فرمت pdf بر روی عنوان انگلیسی مقاله کلیک نمایید.
• برای خرید و دانلود ترجمه فارسی آماده با فرمت ورد، روی عنوان فارسی مقاله کلیک کنید.

تصفیه آب در امولسیون های سنگین نفت خام توسط مایعات امولسیونی ابتکاری

Treatment of Water in Heavy Crude Oil Emulsions with Innovative Microemulsion Fluids

چکیده

مشکلات امولسیون در نفت خام سنگین

مبانی امولسیون‌ها

تعریف و مشخصه‌های امولسیون‌ها

فرمولی کردن بهینه و شکستن امولسیون

عملیات میکروامولسیون

آزمایش‌ها و نتایج آزمایشگاهی

تعیین ویژگی نمونه

تعیین ویژگی با میکروسکوپ

ارزیابی ویسکوزیته

فرمولاسیون مایع میکروامولسیون

تست بطری پایداری

تست بطری زدایندگی

کشش بین سطحی دینامیک (IFT)

تمیز کردن توده‌ی لجنی فیلتر

نتیجه گیری

چکیده

تشکیلِ در محل امولسیون‌‌های آبی در نفت خام یکی از مشکلات حادی است که طی مرحله‌ی تولید چاه های نفتی بروز پیدا میکند. این امولسیون‌ها ویسکوزهایی  از نفت خام بوجود می‌آورند که از ویسکوزهای نفت خام طبیعی (بومی)،ویسکوزیته‌ی بیشتری دارند. میدانیم که این مشکلات در نفت خام سنگین و فوق سنگین امری رایج‌اند، زیرا این نفت ها حاوی مقادیر زیادی از کربوکسیلات ها و نفتنات ها میباشند که مولکولهایی قطبی بوده و پایدار کننده‌ی بسیار مناسبی برای امولسیون های آبی در نفت خام هستند.

این امولسیون‌ها در مخازن نفتی و نواحی نزدیک سوراخ چاه تشکیل میشوند. با این وجود ممکن است هنگامیکه نفت خام به سمت سطح تولید میشود، در گستره‌ای از مکان های پایین دست نظیر آلونک سرچاه ، خطوط لوله، برج‌های جداسازی و حتی پالایشگاه نیز بوجود آیند. مشخصه‌های تعیین کننده‌ی اصلی تشکیل این امولسیون‌ها، نسبت نفت خام به آب تولید شده، مشخصات و ساختار نفت خام و آب همزاد ، و برخی مشخصات مخزن، نظیر دما را شامل میشوند. برای جلوگیری از تشکیل امولسیون ها از تعلیق شکن  استفاده شده که معمولا مثمر ثمر واقع میشود. درشرایطی که شیمی تعلیق شکن نتواند انحنای سطح مشترک نفت/آب را تغییر دهد، مشکل امولسیون سازی همچنان باقی مانده و عواقبی نظیر از دست دادن محصولات، قطرات با فشار بالا در خطوط جریان و افزایش هزینه‌‌های اجرایی را در بر خواهد داشت.

یک راه حل برای برطرف کردن مشکل این امولسیون‌ها، استفاده از فناوری مایعات میکروامولسیون است. مایعات میکروامولسیون معمولا کشش بین سطحی (بین فازی) نفت/آب بسیار کمی داشته و میتوانند انحنای سطح مشترک امولسیون را تغییر داده، بهم‌آمیختگی  (ادغام) بوجود آورده و تا زمانی‌که امولسیون درون آب و نفت خام جدا شود، موجب افزایش اندازه‌ی قطرات آب شوند.

این مقاله استفاده از مایعات میکروامولسیون، بعنوان راه حلی برای نمونه‌های نفت خام سنگین بدست آمده از میدان های نفتی را مورد بررسی قرار میدهد. این شامل بررسی مشخصه‌های نفت خام، کشش بین سطحی، ارزیابی های میکروسکوپی، تست های انطباق پذیری مایعات و قرار دادن امولسیون در سل تصفیه سازی HPHT میباشد. 

نتیجه گیری

1. عملیات میکروامولسیون کشش بین سطحی را کاهش داد، بنابراین نیروهای مویینگی کاهش یافت و امولسیون نفت در آب شکسته شد و همین امر منجربه تحرک و جابجایی بهتر نفت خام شد.

2. یک میکروامولسیون تک فاز، با استفاده از ترکیب حلال غیر آروماتیک بعنوان فاز نفتی، با موفقیت روی نفت خام امولسیون شده تاثیر گذاشته و کشش بین سطحی فوق پایین و حل پذیری بالایی را از خود نشان میدهد.

3. میتوان با درک عمیق از فناوری میکروامولسیون و سورفاکتانت، به صورت سیستماتیک، محلولی وابسته به شرایط چاه و ویژگی‌های نفت خام را طراحی کرد.

4. اندازه گیری‌های ویسکوزیته و تکنیک‌های میکروسکوپی برای تایید امولسیون آب در نفت استفاده شدند

5. ترکیب حلال‌های غیر آروماتیک به هر نسبتی با نفت کالیفرنیا قابل امتزاج بود و به طرز موثری ویسکوزیته‌ی ظاهری آن را کاهش داد.

6. غلظت نمک پایین و تکمیل فرآیند پالایش، امولسیون آبی متراکمی را درون نفت خام کالیفرنیا باعث شدند. 

Abstract

In-situ formation of water-in-oil emulsions in crude oil is one of the severe problems encountered during the production phase of oil wells. These in-situ emulsions produce crude oil viscosities that are much higher than the viscosities of native crude oil. It is well known that these problems are frequently found in heavy and extra-heavy crude oils, because these oils have significant amounts of carboxylates and naphthenates, which are polar molecules that are excellent stabilizers of water-in-crude oil emulsions.

These in-situ emulsions form in the reservoir and in the near-wellbore regions. However, when the crude oil is produced to surface, they may also develop at various downstream locations such as at wellheads, pipelines, separation plants, and even at the refinery before processing. The major factors that determine the formation of in-situ emulsions are the crude oil/produced water ratio, properties and composition of the crude oil and connate water, and some reservoir properties such as temperature.

Demulsifiers are traditionally used to prevent the formation of in-situ emulsions. These treatments are generally effective. In situations where the demulsifier chemistry cannot change the curvature of the oil/water interface, the emulsification problem persists, with inherent consequences such as loss of production, high-pressure drops in flow lines and increased operational costs.

A solution to treat these troublesome emulsions is to use microemulsion fluids technology. Microemulsion fluids typically have very low oil/water interfacial tension and can alter the interfacial curvature of the emulsion, producing coalescence and increasing water droplet size until the emulsion separates into water and crude oil.

This paper discusses the evaluation of microemulsion fluids as a treatment for emulsified heavy crude oil samples from oil fields. The evaluation includes crude oil characterization, interfacial tension, microscopy evaluation, fluids compatibility tests and treatment of the emulsion in an HPHT filtration cell.

تصویری از مقاله ترجمه و تایپ شده در نرم افزار ورد

تصفیه آب در امولسیون های سنگین نفت خام توسط مایعات امولسیونی ابتکاری

Treatment of Water in Heavy Crude Oil Emulsions with Innovative Microemulsion Fluids

مطالعه معیار تفاوت بین راکتورهای همزن دار و راکتورهای جریان پلاگ

Differentiation Criteria Study for Continuous Stirred Tank Reactor and Plug flow Reactor

چکیده

مقدمه

آزمایشات

نتایج و بحث

نتایج

چکیده

همه ی راکتورها در واقعیت PFR  ایده آل یا  CSTR  ایده آل نیستند و پیدا کردن تفاوت بین آن ها بسیار سخت است. این مطالعه، آنالیزهای راکتور  PFR  و CSTR  را به وسیله ی منحنی های واکنش ردیاب ، توزیع زمان اقامت  (RTD)   و چندین شاخص اجرایی هیدرولیک، بررسی می کند. ما مقدار تفاوت هر اندیس را تنظیم کردیم. منحنی های رسم شده نشان داد که  CSTR های در مقیاس آزمایشگاهی ما، رفتاری نزدیک ( تا 9/99 درصد) به CSTR  های ایده آل دارند. با منحنی های RTD می توان به طور چشمگیری نوع راکتور را در حوضچه ی نرخ بالا  (HRP) تشخیص داد. با مطالعه ی شاخص های هیدرولیک، این مطالعه، نقطه ی برش بین PFR و CSTR در هر اندیس را ایجاد کرد. ما تفاوت انواع راکتورها را در این مقاله بررسی کردیم و یک معیار برای تشخیص راکتورها با استفاده از روش گرافیکی، ایجاد نمودیم. این روش به ما کمک می کند تا مقادیر شاخص های مهم را بدست آورده و در نتیجه در تشخیص تفاوت بین راکتورها و رسیدن به دانشی برای طراحی بهتر، یاریگر خواهد بود. 

مقدمه

 HRP یک طراحی جالب توجه بود که به وسیله ی اسوالد  در پایگاه زمینی U.C. Berkeley توسعه داده شد . اسوالد تلاش کرد از مکانیزم های اکوسیستم برای بهبود کارآیی راکتورها، الگو برداری کند. به طور رایج  HRP   یک نقش حیاتی در کاربردهای زیادی مثل تولید جلبک، عملیات تصفیه ی آب، تغذیه، دارو سازی، موجودات دریایی، بیوتکنولوژی ، سوخت های زیستی و … بازی می کرد.

نتایج 

تفکیک یک راکتور در واقیت بین دو گروه  PFR و  CSTR همان طور که پیش از این گفته شد بسیار سخت است. ما برای این دسته بندی تنها به معیار متاکلف و ادی برخورد کردیم که معیار آن ها هم جامع و کامل نبود. این مطالعه مقدرهای واقعی اندیس های 5 راکتور پرطرفدار را بدست آورد تا نوع راکتور چه در مقیاس آزمایشگاهی و چه در 

مقیاس های کاری مشخص شود. این شاخص ها عبارتند از 8/1=N ،5/0= ?  ،18= P90/P10  ،%6/5= Ve  و 5/0= d. با این شاخص ها می توانیم رفتار راکتورها را بهتر درک کنیم.

Abstract

All reactors in reality are not ideal plug flow reactor (PFR) or ideal continuous stirred tank reactor (CSTR). They are difficult to differentiate. This study was to investigate the reactor analysis of PFR and CSTR through tracer response curves, residence time distributions (RTD) and several hydraulic performance indexes. We set up the differentiated value of each index. The tracer response curve showed that our labscale CSTR was close to ideal CSTR and got 99.9% recovery. In the RTD curves, the results could significantly rec ognize the PFR nature of high rate pond (HRP). With hydraulic performance indexes study, every selected index demonstrated that the studied HRP was closer to PFR than the studied CSTR. Based on the labscale study results, this study established the cutting point between the PFR and CSTR in each index; we were look ing through the different types of reactors in literature and we confirmed the criteria with all literature reactors with the “graphic method”. The method helped us to establish those important values to help us to differen tiate the reactor types in practice and to understand the designs better.

INTRODUCTION

High rate pond (HRP) was a remarkable design which was developed by W. Oswald in Richmond field station, U.C. Berkeley. Oswald tried to mimic the eco system mechanisms to optimize the reactor efficiency. Currently HRP has played a critical role for lots of applications in field especially on algae production, wastewater treatment, nutrition, food, pharmaceutical material, aquaculture, biotech, biofuel, etc.

CONCLUSIONS

It is very difficult to separate a reactor in reality between PFR and CSTR as we mentioned before. We cannot find any criteria except Metcalf and Eddy Inc.’s in literature which was for field only. This study discovered the true values of the five most popular reactor indexes to differentiate a reactor either in lab scale or in field scale: N = 1.8, λ = 0.5, P90/P10 = 18, Ve = 5.6%, d = 0.5 to help us to understand the reac tors better.

تصویری از مقاله ترجمه و تایپ شده در نرم افزار ورد

مطالعه معیار تفاوت بین راکتورهای همزن دار و راکتورهای جریان پلاگ

Differentiation Criteria Study for Continuous Stirred Tank Reactor and Plug flow Reactor