днп что это в нефтянке

ХИМИЯ НЕФТИ

ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА

Определение давления насыщенных паров

Нефть и нефтепродукты характеризуются определенным давлением насыщенных паров, или упругостью нефтяных паров. Давление насыщенных паров является нормируемым показателем для авиационных и автомобильных бензинов, косвенно характеризующим испаряемость топлива, его пусковые качества, склонность к образованию паровых пробок в системе питания двигателя.

Для жидкостей неоднородного состава, таких, как бензины, давление насыщенных паров при данной температуре является сложной функцией состава бензина и зависит от объема пространства, в котором находится паровая фаза. Поэтому для получения сравнимых результатов практические определения необходимо проводить при стандартной температуре и постоянном соотношении паровой и жидкой фаз. С учетом изложенного выше топлив называют давление паровой фазы топлива, находящейся в динамическом равновесии с жидкой фазой, измеренное при стандартной температуре и определенном соотношении объемов паровой и жидкой фаз. Температура, при которой давление насыщенных паров становится равным давлению в системе, называется температурой кипения вещества. Давление насыщенных паров резко увеличивается с повышением температуры. При одной и той же температуре большим давлением насыщенных паров характеризуются более легкие нефтепродукты.

В настоящее время существует несколько способов определения ДНП веществ, которые можно разделить на следующие группы:

Статический метод

На основе прямого статического метода создан ряд эксперименальных установок для исследования ДНП нефтепродуктов.

Давление насыщенных паров испытуемой жидкости определяют по формуле:

Определение давления паров в бомбе Рейда дает приближенные результаты, служащие только для сравнительной оценки качества моторных топлив.

Расхождения между дайными, полученными с помощью бомбы Рейда и методом НАТИ, составляют 10-20 %.

Динамический метод

Метод насыщения движущегося газа

Метод изучения изотерм

Метод эффузии Кнудсена

Метод эффузии Кнудсена применим в основном для измерения очень низких давлений (до 100 Па). Этот метод даёт возможность находить скорость эффузии пара по количеству конденсата при условии полной конденсации эффундирующего вещества. Установки, основанные на этом методе, имеют следующие недостатки: они являются установками однократного измерения и требуют разгерметизации после каждого измерения, что при наличии легкоокисляющихся и нестойких веществ нередко приводит к химическому превращению исследуемого вещества и искажению результатов измерений. Создана экспериментальная установка, лишенная указанных недостатков, но сложность конструкции позволяет применить её только в специально оснащенных лабораториях. Этот метод применяется в основном для измерения ДНП твёрдых веществ.

Метод эффузии Кнудсена

Однако, при анализе таких сложных смесей углеводородов, как нефтепродукты, возникают трудности не только при разделении углеводородов, относящихся к различным классам, но и при идентификации отдельных компонентов этих смесей.

Пересчет давления насыщенных паров

В технологических расчетах часто приходится производить пересчет температур с одного давления на другое или давления при изменении температуры. Для этого имеется множество формул. Наибольшее применение получила формула Ашворта:

Уточненная В. П. Антонченковым формула Ашворта имеет вид:

Для пересчета температуры и давления удобно также пользоваться графическими методами.

Наиболее распространенным графиком является график Кокса, который построен следующим образом. Ось абсцисс представляет собой логарифмическую шкалу, на которой отложены величины логарифма давления (lgP), однако для удобства пользования на шкалу нанесены соответствующие им значения Р. На оси ординат отложены значения температуры. Под углом 30° к оси абсцисс проведена прямая, обозначенная индексом «Н₂0», которая характеризует зависимость давления насыщенных паров воды от температуры. При построении графика из ряда точек на оси абсцисс восстанавливают перпендикуляры до пересечения с прямой Н₂0 и полученные точки переносят на ось ординат. На оси ординат получается шкала, построенная по температурам кипения воды, соответствующим различным давлениям ее насыщенных паров. Затем для нескольких хорошо изученных углеводородов берут ряд точек с заранее известными температурами кипения и соответствующими им значениями давления насыщенных паров.

Несмотря на то что график построен для индивидуальных алканов нормального строения, им широко пользуются в технологических расчетах применительно к узким нефтяным фракциям, откладывая на оси ординат среднюю температуру кипения этой фракции.

Кроме графика Кокса для пересчета давления насыщенных паров углеводородов и их смесей в зависимости от температуры используется также график Максвелла.

Для пересчета температур кипения нефтепродуктов с глубокого вакуума на атмосферное давление используется номограмма UOP, по которой, соединив две известные величины на соответствующих шкалах графика прямой линией, получают на пересечении с третьей шкалой искомую величину Р или t. Номограммой UOP в основном пользуются в лабораторной практике.

Давление насыщенных паров смесей и растворов в отличие от индивидуальных углеводородов зависит не только от температуры, но и от состава жидкой и паровой фаз. Для растворов и смесей, подчиняющихся законам Рауля и Дальтона, общее давление насыщенных паров смеси может быть вычислено по формулам:

В области высоких давлений, как известно, реальные газы не подчиняются законам Рауля и Дальтона. В таких случаях найденное расчетными или графическими методами давление насыщенных паров уточняется с помощью критических параметров, фактора сжимаемости и фугитивности.

Источник

Днп что это в нефтянке

4 Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 13 декабря 2011 г. N 1056-ст межгосударственный стандарт ГОСТ 8.601-2010 введен в действие в качестве национального стандарта Российской Федерации с 1 января 2013 г.

6 ПЕРЕИЗДАНИЕ. Февраль 2019 г

1 Область применения

2 Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие межгосударственные стандарты:

ГОСТ 12.1.005-88 Система стандартов безопасности труда. Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны

ГОСТ 1756-2000 (ИСО 3007-99) Нефтепродукты. Определение давления насыщенных паров

ГОСТ 2517-2012 Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб

ГОСТ 3885-73 Реактивы и особо чистые вещества. Правила приемки, отбор проб, фасовка, упаковка, маркировка, транспортирование и хранение

ГОСТ ИСО 5725-1-2003 Точность (правильность и прецизионность) методов и результатов измерений. Часть 1. Основные положения и определения

В Российской Федерации действует ГОСТ Р ИСО 5725-1-2002.

ГОСТ ИСО 5725-2-2003 Точность (правильность и прецизионность) методов и результатов измерений. Часть 2. Основной метод определения повторяемости и воспроизводимости стандартного метода измерений

В Российской Федерации действует ГОСТ Р ИСО 5725-2-2002.

ГОСТ ИСО 5725-3-2003 Точность (правильность и прецизионность) методов и результатов измерений. Часть 3. Промежуточные показатели прецизионности стандартного метода измерений

В Российской Федерации действует ГОСТ Р ИСО 5725-3-2002.

ГОСТ ИСО 5725-4-2003 Точность (правильность и прецизионность) методов и результатов измерений. Часть 4. Основные методы определения правильности стандартного метода измерений

В Российской Федерации действует ГОСТ Р ИСО 5725-4-2002.

ГОСТ ИСО 5725-5-2003 Точность (правильность и прецизионность) методов и результатов измерений. Часть 5. Альтернативные методы определения прецизионности стандартного метода измерений

В Российской Федерации действует ГОСТ Р ИСО 5725-5-2002.

ГОСТ ИСО 5725-6-2003 Точность (правильность и прецизионность) методов и результатов измерений. Часть 6. Использование значений точности на практике

В Российской Федерации действует ГОСТ Р ИСО 5725-6-2002.

ГОСТ 8505-80 Нефрас-С 50/170. Технические условия

3 Требования к погрешности измерений

Доверительные границы абсолютной погрешности (расширенной неопределенности) измерений ДНП продуктов в диапазоне от 10 до 160 кПа и интервале температур от 10°С до 60°С составляют ±2 кПа.

4 Средства измерений, вспомогательные устройства и реактивы

4.1 При измерениях применяют следующие средства измерений, вспомогательные устройства и реактивы:

— автоматический лабораторный прибор АЛП-01 ДП-01 (описание прибора приведено в приложении А);

— барометр-анероид типа БААМ-1;

— термостат жидкостный VT-8 диапазоном температур от 0°С до 150°С, обеспечивающий стабильность поддерживания температуры в пределах ±0,1°С;

— индивидуальный пробоотборник ИП-3М (описание пробоотборника приведено в приложении Б);

— нефрас марки 50/170 по ГОСТ 8505.

4.2 Допускается применение других средств измерений, которые по своим характеристикам не хуже указанных в 4.1.

4.3 Применяемые средства измерений должны быть внесены в государственный реестр средств измерений и поверены, а вспомогательное оборудование проверено на работоспособность.

5 Метод измерений

Измерения ДНП выполняют методом расширения, алгоритм которого приведен в стандарте [1].

При реализации метода выполняют следующие операции:

— герметичный отбор пробы продукта;

— приведение системы «пар-жидкость» в термодинамическое равновесие при заданной температуре;

— фиксация давления в камере.

6 Требования безопасности и охраны окружающей среды

6.2 Содержание вредных веществ в воздухе рабочей зоны должно соответствовать требованиям ГОСТ 12.1.005.

6.3 При наливе и сливе продукта, при отборе проб необходимо использовать средства индивидуальной защиты.

6.4 Отработанный продукт и промывочные жидкости сливают в специальные герметизированные емкости.

6.5 Легковоспламеняющиеся жидкости следует хранить в стеклянных банках Б-1 или склянках С-1 с притертыми пробками вместимостью до 1,0 дм (группа фасовки VI) по ГОСТ 3885, которые помещают в закрывающиеся металлические ящики со стенками и дном, выложенными негорючими материалами.

6.7 Продукты, находящиеся в емкостях, которые дали утечку, непригодны для испытаний, их следует заменить на новые.

7 Требования к квалификации исполнителей

К измерениям и обработке результатов измерений допускают лиц, имеющих специальную подготовку, изучивших настоящий стандарт, инструкцию на прибор, термостат и пробоотборник и прошедших инструктаж по технике безопасности.

8 Условия измерений

При измерениях соблюдают следующие условия:

— атмосферное давление в процессе измерения, кПа (мм рт.ст.)

от 97,3 до 104,0
(от 730 до 780);

Источник

Давление Насыщенных Паров

Давление насыщенных паров является одной из главных характеристик, обуславливающих испаряемость, а следовательно, и пусковые свойства топлива. Различают два вида испарения:

Значение давления насыщенных паров позволяет оценивать следующие параметры топлив:

Механизм процесса

При испарении молекулы вылетают с поверхности топлива в окружающее пространство, при этом часть вылетевших молекул могут снова поглотиться жидкостью. Степень испарения определяется отношением количеств вылетающих и поглощаемых обратно молекул.

Если пространство над жидкостью не ограничено, имеет место свободное испарение. В замкнутом объеме в начальный момент скорость испарения равна скорости свободного испарения, но по мере насыщения воздуха молекулами топлива увеличивается число молекул, возвращающихся обратно в жидкую фазу, и процесс испарения замедляется.

При определенной концентрации молекул топлива в воздухе число вылетающих из жидкости и возвращающихся в нее молекул уравнивается, наступает состояние динамического равновесия.

Максимальная концентрация паров топлива в воздухе, при которой устанавливается состояние динамического равновесия, характеризует собой давление насыщенных паров данного топлива. Чем выше значение данного параметра, тем большее количество его испаряется, прежде чем концентрация молекул в паровой фазе достигнет состояния динамического равновесия.

Стандарты определения давления насыщенных паров

Источник

Давление насыщенных паров (ДНП)

ЗАЯВКА НА УЧАСТИЕ В КОНКУРСЕ

«ТехЛидер»

НАЗВАНИЕ РАБОТЫ

«Детальный углеводородный анализ бензина АИ-98»

АВТОР:

— фамилия, имя, отчество: Кирьянова Татьяна Анастасия

— паспортные данные: серия 7108 № 595558

— полное название учебного заведения, класс: ТюмГНГУ, Технологический институт, ХТТт-09-9-1

— место выполнения работы – кафедра «Переработка нефти и газа»;

— домашний адрес, контактные телефоны: г.Тюмень ул.Московский тракт 163

НАУЧНЫЙ РУКОВОДИТЕЛЬ:

— место работы, должность– ТюмГНГУ ст. преподаватель;

— домашний адрес, контактные телефоны25-69-25;

Директор учебного заведения (подпись) Халин А.Н.

Научный руководитель (подпись) Ф.И.О.

Содержание

3. Основные показатели бензина……………………………………….…………4

A) Детонационная стойкость

B) Октановое число (ОЧ)

C) Фракционный состав (ФС)

D) Давление насыщенных паров (ДНП)

E) Химическая стабильность (ХС)

4. Требования, предъявляемые к качеству топлива………………………….…..5

5. Нормы и требования к качеству автомобильных бензинов и характеристики испаряемости…………………………………………………………………. 8

6. Газовая хроматография как метод разделения веществ………………………9

a) Порядок включения хроматографа

c) Калибровка прибора

e) Порядок выключения хроматографа

Введение

Нефть — природная маслянистая горючая жидкость, состоящая из сложной смеси углеводородов и некоторых других органических соединений. По цвету, нефть бывает красно-коричневого, иногда почти чёрного цвета, хотя иногда встречается и слабо окрашенная в жёлто-зелёный цвет и даже бесцветная нефть, имеет специфический запах, распространена в осадочных породах Земли. Сегодня нефть является одним из важнейших для человечества полезных ископаемых.

Общие сведения

Нефть обнаруживается вместе с газообразными углеводородами на глубинах от десятков метров до 5—6 км. Однако на глубинах свыше 4,5—5 км преобладают газовые и газоконденсатные залежи с незначительным количеством лёгких фракций. Максимальное число залежей нефти располагается на глубине 1—3 км. На малых глубинах и при естественных выходах на земную поверхность нефть преобразуется в густую мальту, полутвёрдый асфальт и др. образования — например, битуминозные пески и битумы.

Автомобильные бензины являются самым массовым продуктом нефтехимической промышленности. Около 25% нефти, добываемой в мире, превращаются в бензин, являющийся основным видом топлива для автомобильного транспорта.

Непрерывный рост потребности в бензинах и изменяющиеся требования, предъявляемые к их составу и качеству, во многом определяют научно-технический прогресс в технологии переработки нефти. Основные его направления — увеличение доли деструктивных процессов для повышения выхода светлых и создание новых процессов по облагораживанию получаемых конечных продуктов, что в первую очередь связано с растущими требованиями к экологическим свойствам вырабатываемых моторных топлив. В то же время реальные возможности нефтеперерабатывающей отрасли по обеспечению растущей потребности в бензинах требуют определенной оптимизации их качества.

Основными показателями бензина являются детонационная стойкость, давление насыщенных паров, фракционный состав, химическая стабильность и др. Ужесточение в последние годы экологических требований к качеству нефтяных топлив ограничило содержание в бензинах ароматических углеводородов и сернистых соединений.

Цели и задачи

Исследовать поступивший бензин по качественным показателям соответствующих ГОСТу на газовом хроматографе «Хроматэк-Кристалл-5000-2» с системой захолаживания, со 100 метровой колонкой RTX-100 DMA 100х0,25х0,5, программным обеспечением для определения индивидуального и группового углеводородного состава по ГОСТ Р 52714-2007 и расчета физико-химических показателей бензина по СТБ 1276-2001.

Свойства автомобильных бензинов

Бензины – топлива, выкипающие в интервале температур 28–2150С и предназначенные для применения в двигателях внутреннего сгорания с принудительным воспламенением. В зависимости от назначения бензины разделяются на автомобильные и авиационные.

Детонационная стойкость

Детонация возникает в том случае, если скорость распространения пламени в двигателе достигает 1500-2500 м/с, вместо обычных 20 – 30 м/с. В результате резкого перепада давления возникает детонационная волна, которая нарушает режим работы двигателя, что приводит к перерасходу топлива, уменьшению мощности, перегреву двигателя, к прогару поршней и выхлопных клапанов.

Октановое число (ОЧ)

ОЧ – условный показатель, характеризующий стойкость бензинов к детонации и численно соответствующий детонационной стойкости модельной смеси изооктана и н-гептана.

ОЧ изооктана принято за 100 пунктов, а н-гептана – за 0. Для автомобильных бензинов (кроме А–76) ОЧ измеряется двумя методами: моторным и исследовательским. Октановое число определяется на специальных установках путём сравнения характеристик горения испытуемого топлива и эталонных смесей изооктана с н-гептаном. Испытания проводят в двух режимах: жёстком (частота вращения коленчатого вала 900 об/мин, температура всасываемой смеси 149 0С, переменный угол опережения зажигания) и мягком (600 об/мин, температура всасываемого воздуха 52 0С, угол опережения зажигания 13 град.). Получают соответственно моторное (ОЧМ) и исследовательское ОЧ (ОЧИ). Разности между ОЧМ и ОЧИ называется чувствительностью и характеризует степень пригодности бензина к разным условиям работы двигателя.

В зависимости от октанового числа по исследовательскому методу установлено четыре марки бензинов: “Нормаль-80”, “Регуляр-91”, “Премиум-95”, “Супер-98”. Бензин “Нормаль-80” предназначен для использования на грузовых автомобилях наряду с бензином А-76. Неэтилированный бензин “Регуляр-91” предназначен для эксплуатации автомобилей взамен этилированного А-93. Автомобильные бензины “Премиум-95” и “Супер-98” полностью отвечают европейским требованиям, конкурентоспособны на нефтяном рынке и предназначены в основном для зарубежных автомобилей, ввозимых в Россию.
С целью ускорения перехода на производство неэтилированных бензинов взамен этиловой жидкости допускается использование марганцевого антидетонатора в концентрации не более – 5 мг Мn/дм3 для марки “Нормаль-80” и не более 18 мг Мn/дм3 для марки “Регуляр-91”. В соответствии с европейскими требованиями по ограничению содержания бензола введен показатель “объемная доля бензола” — не более 5 %. Установлена норма по показателю “плотность при 15 °С”. Ужесточена норма на массовую долю серы — до 0,05 %. Для обеспечения нормальной эксплуатации автомобилей и рационального использования бензинов введено пять классов испаряемости для применения в различных климатических районах по ГОСТ 16350 – 80. Наряду с определением температуры перегонки бензина при заданном объеме предусмотрено определение объема испарившегося бензина при заданной температуре 70, 100 и 180 °С. Введен показатель “индекс испаряемости”. В ГОСТ Р 51105–97 наряду с отечественными включены международные стандарты на методы испытаний (ISO, EN, ASTM).
Нормы и требования к качеству автомобильных бензинов и характеристики испаряемости по ГОСТ Р 51105–97 приведены в таблице (см. прил. Табл. №1).

Фракционный состав (ФС)

ФС бензинов характеризует испаряемость топлива, от которой зависит запуск двигателя, распределение топлива по цилиндрам двигателя, полнота сгорания, экономичность двигателя. Испаряемость определяется температурой перегонки 10, 50 и 90 % (об.) выкипания фракций бензина. Температура выкипания 10 % бензина характеризует пусковые свойства. Температура выкипания 50 % характеризует скорость перехода двигателя с одного режима работы на другой и равномерность распределения бензиновых фракций по цилиндрам. Температура выкипания 90 % фракций и конца кипения влияют на полноту сгорания топлива и его расход, а также на нагарообразование в камере сгорания в цилиндре двигателя.

Давление насыщенных паров (ДНП)

ДНП даёт дополнительное представление об испаряемости бензина, а также о возможности образования газовых пробок в системе питания двигателя. Чем выше давление насыщенных паров бензина, тем выше его испаряемость. По ФС бензина рассчитывают индекс испаряемости.

Бензины, применяющиеся в летнее время, имеют более низкое ДНП. Для обеспечения необходимых пусковых свойств товарного бензина, в его состав включают лёгкие компоненты: изомеризат, алкилат, бутан, фр. н.к. – 62 0С.

Источник

Окружающая природная среда

Физико-химические свойства нефти

Высокопарафинистая нефть характеризуется наименьшим содержанием серы, ванадия и никеля. Высокое содержание парафина в нефти осложняет и удорожает процессы ее добычи, транспортировки и переработки. При добыче и перекачке высокопарафинистой нефти парафин отлагается на стенках труб. В магистральных трубопроводах толщина отложений парафина достигает 30 мм.

Свойства нефти в пластовых условиях из-за высоких давлений, температур и содержания растворенного газа значительно отличаются от свойств дегазированной нефти. Физические свойства нефти в пластовых условиях необходимо знать при составлении схем разработки месторождения, выборе технологии извлечения нефти из пласта, а также оборудования для сбора нефти на промыслах.

При разработке месторождений из скважины поступает многофазная смесь, содержащая нефть, газ, воду и механические примеси. Соотношение названных фаз в составе нефти меняется в процессе разработки месторождений: на начальном этапе разработки содержание воды может быть низким, а в конце разработки обводненность нефти может быть очень большой и достигать 80%. Пластовая вода и механические примеси в нефти являются балластом при ее транспортировке по магистральным трубопроводам, поэтому содержание воды в нефти ограничивается значениями О,5-1,0%. При подъеме нефти по скважине образуются прямые и обратные эмульсии. При этом эмульсию типа «вода в нефти» нельзя разделить на составляющие простым отстаиванием.

В пластовых водах растворены различные соли, которые вместе с водой попадают в нефть. Для снижения коррозии внутренней поверхности трубопроводов и оборудования на промыслах производят обессоливание нефти. Кроме того, промысловая подготовка нефти включает в себя операции по отделению газа, обезвоживанию и деэмульсации, очистке от примесей и стабилизации. В зависимости от степени подготовки (содержание воды и хлористых солей) установлено три группы нефти, поставляемых на НПЗ по МТ.

По содержанию серы нефти бывают малосернистые (менее 0,2%), сернистые (0,2-3,0%) и высокосернистые (более 3,0%). Сера в нефти содержится в виде сероводорода, меркаптанов и сульфидов. Содержание серы в нефти ухудшает ее качество, вызывая серьезные осложнения в технологии переработки, подготовки и транспорта нефти.

В зависимости от плотности при различают нефтилегкие (менее ), средние () и тяжелые. Наиболее ценными являются легкие нефти. в которых преобладают бензиновые и масляные фракции.

Легкие фракции с одинаковыми интервалами кипения имеют примерно одинаковую молекулярную массу. По мере возрастания температуры кипения молекулярная масса нефтяных фракций увеличивается (табл. 1.2).

Таблица 1.2. Молекулярная масса нефтяных фракций в различных интервалах температур кипения

Температура кипения,	50-100	101-150	151-200	201-250	251-300	301-350
Молекулярная масса	90	110	130	155	187	220

При поставке нефти на экспорт ее цена зависит от свойств, которые определяют возможность получения широкого ассортимента продуктов, а также от содержания серы и парафинов. По физико-механическим свойствам нефть, поставляемая на экспорт, подразделяется на четыре типа. Нефть типов 1 и 2 должна сдаваться с массовой долей воды не более 1,0% и концентрацией хлористых солей не более 100 мг/л. Массовая доля парафина должна быть не более 6%, объемный выход фракций при температуре — не менее 43%. Нефть может являться сырьем для получения тяжелых металлов, например, ванадия. Если нефть по ряду показателей соответствует более высокому типу, а хотя бы по одному—более низкому, то нефть следует отнести к более низкому типу.

Свойства нефти определяет количественное соотношение между парафиновыми, нафтеновыми, ароматическими углеводородами и другими компонентами. Эти свойства необходимо учитывать на всех этапах обращения с нефтью: при товарно-учетных операциях: при перекачке; при переработке и использовании в качестве топлива.

Параметры режимов транспортировки нефти по трубопроводам определяются, главным образом, плотностью, вязкостью и их зависимостью от температуры и давления. Зависимость плотности нефти от температуры определяется следующим выражением:

( 1.1)

где — плотность нефти при ; — коэффициент объемного температурного расширения ( — для легких сортов нефти, — для тяжелых сортов нефти).

Зависимость плотности нефти от давления определяется зависимостью

( 1.2)

где — плотность нефти в стандартных условиях: — коэффициент сжимаемости нефти, среднее значение которого . Величина, обратная коэффициенту сжимаемости, называется модулем упругости. Среднее значение модуля упругости для нефти .

Вязкость нефти зависит от содержания в ней асфальто-смолистых веществ, парафина и может в сотни раз превышать вязкость воды. Величина вязкости предопределяет способ транспортировки нефти по трубам.

Свойство теплоемкости особенно важно для нефти, которая транспортируется по трубам с предварительным подогревом. Теплоемкость увеличивается с повышением температуры и уменьшением плотности. Подогрев нефти снижает ее вязкость и делает пригодной для перекачки. Для большинства разновидностей нефти теплоемкость находится в пределах .

Свойство теплопроводности определяет перенос тепловой энергии в объеме неподвижной нефти в соответствии с законом теплопроводности Фурье. Коэффициент теплопроводности для различных разновидностей нефти находится в интервале .

На температуру застывания нефти сильное влияние оказывают парафины и асфальто-смолистые вещества. Это такая температура, при которой охлаждаемая нефть не изменяет уровня при наклоне пробирки на в течение 1 мин. При этой температуре нефть теряет подвижность. Переход нефти из жидкого состояния в твердое происходит постепенно в некотором интервале температур. С позиций физико-химической механики нефтяных дисперсных систем температура застывания нефти определяется как переход из свободно дисперсного золя в связанно-дисперсное состояние (гель).

Чем ближе температура нефти к . тем больше энергии требуется на ее перекачку. Для снижения температуры застывания применяют депрессорные присадки. При охлаждении нефти в процессе перекачки по МН возможно образование пространственной структуры или выпадение в осадок парафинов. Эти явления создают трудности при эксплуатации МТи их оборудования. Скрытая теплота плавления парафинов, примерно, равна . Температура застывания легких разновидностей нефти составляет около , парафинистые мангышлакские нефти могут застывать при . Такие нефти можно перекачивать только специальными методами.

Абсолютное давление паров в газовой полости трубопровода или резервуара складывается из суммы парциальных давлений углеводородов, входящих в состав нефти. Давление паров индивидуальных углеводородов (табл. 1.3) и нефтяных фракций можно определять, пользуясь различными таблицами.

Таблица 1.3. Давление насыщенных паров (МПа) алканов при различной температуре

-10	1,786	0,332	0,087	—
0	2,308	0,448	0,100	0,003
+10	2,922	0,617	0,143	0,010
+20	3,672	0,817	0,197	0,016

В трубопроводном транспорте стабильность нефти ограничивается условиями поставки, согласно которым ДНП не должно превышать 66650 Па.

Средние давления насыщенных паров различных нефтепродуктов имеют следующие значения (Па): бензин , керосин , дизельное топливо .

Кипение обеспечивается не только за счет подвода тепла к нефти, но и за счет снижения внешнего давления ниже значений ДНП. В этом случае пузырьки увеличиваются в объеме, всплывают и прорываются в окружающую среду.

Источник