Углеводороды нефти теплопроводность

На рис. 27 показано изменение с повышением температуры коэффициента теплопроводности нефти и продуктов ее переработки, определенного с точностью 2% [19]. С увеличением плотности и молекулярного веса углеводородов коэффициент теплопроводности возрастает, тем больше чем выше температура. . . [c.99]

ТЕПЛОПРОВОДНОСТЬ УГЛЕВОДОРОДОВ, их СМЕСЕЙ, НЕФТЕЙ И НЕФТЯНЫХ ФРАКЦИИ [c.76]

Теплопроводность. Существует зависимость теплопроводности нефти и ее фракций от их химического состава, температуры, давления. Среди углеводородов различных классов при одинаковом числе углеродных атомов в молекуле наименьшей теплопроводностью обладают алканы, наибольшей — арены. В гомологическом ряду углеводородов теплопроводность может увеличиваться, уменьшаться или оставаться почти без изменений в зависимости от ряда. [c.21]

Теплопроводность, теплоемкость и другие теплофизические константы углеводородов зависят от их молекулярного состава, строения молекул и внешних условий (температуры и давления). Теплофизические константы смесей углеводородов нефти и ее фракций зависят от соответствующих свойств входящих компонентов и тесно увязаны с плотностью, молекулярным весом, средней температурой кипения исследуемого продукта. [c.52]

В процессе эксплуатации технологических установок оператору необходимо знать основные физико-химические свойства компонентов, входящих в состав газа, газового конденсата и нефти, такие как плотность и температура кипения индивидуальных углеводородов и фракций, пределы взрываемости, реакционную способность отдельных углеводородов, теплоемкость, теплопроводность и ряд других параметров, определяющих условия переработки и степень воздействия газов и нефтепродуктов на организм человека. [c.25]

Сущность метода. Метод основан на хроматографическом разделении углеводородов нефти на неполярной фазе в режиме программирования температуры. Мешающее влияние полярных соединений устраняется сорбцией последних на активном оксиде алюминия. Фракционный состав рассчитывают на основании линейной зависимости между временем удерживания углеводородов и температурой их кипения. Количественный расчет хроматограммы проводят методом внутренней нормализации по площадям пиков. Минимально определяемые концентрации 0,05 мг/л —для пламенно-ионизационного детектора и 1,5 мг/л —для детектора по теплопроводности. Относительное стандартное отклонение —5 [c.309]

Углеводороды С1—С,, содержание Нефть Разделение углеводородов 1—Се, входящих в состав нефти, методом газожидкостной хроматографии с последующей их регистрацией детектором по теплопроводности 13379—82 [c.47]

Сущность метода определения содержания углеводородов С1— 5 (ГОСТ 13379—82) заключается в разделении их газожидкостной хроматографией с последующей регистрацией детектором по теплопроводности. В качестве сорбента для разделения углеводородов С]—С5 применяют оксид алюминия, модифицированный вазелиновым маслом. Для задерживания смолистых компонентов анализируемой нефти в пустой конец хроматографической колонки помещают фильтровальную бумагу длиной 60 мм, свернутую в трубочку. [c.21]

При анализе углеводородов (т. е. фракций перегонки нефти) [13] выгодно проводить окисление разделенных компонент до измерения их теплопроводности. Для окисления используется раскаленная окись меди. Вода, выделяющаяся ири сгорании газов, поглощается твердым осушителем. Таким образом, все компоненты смеси переводятся в двуокись углерода, что устраняет влияние неодинаковой теплопроводности различных компонент и облегчает непосредственное сравнение их количеств. [c.266]

Расторгуев Ю. Л., Пугач В. В. Исследование теплопроводности ароматических углеводородов при высоких давлениях.— Известия вузов. Нефть н газ, 1970, № 8, с. 69—72. [c.282]

Мустафаев Р. А. Исследование теплопроводности паров нор.мальных предельных углеводородов при высоких температурах.— Изв, вузов. Нефть и газ, 1973, № 11, с. 71—78. [c.282]

Огромные масштабы добычи н потребления нефтей предопределяют важное значение их термофизических свойств. Для иеньютоновских нефтей до сих пор популярна формула Крэго [см. уравнение (3), 4.3.3]. Однако ио новым данным [11] для тяжелых нефтей она дает заниженные значения теплопроводности. Кроме того, с ростом их плотности величина 1 не убывает, а, скорее, возрастает. Отклоняется от формулы Крэго и зависимость Т). В частности, для смолистых нефтей (рис. 4) теплопроводность с увеличением температуры падает. У парафин истых нефтей зависимость к Т) возрастающая, что можно объяснить расплавлением частнц парафина. Крутизна указанных температурных зависимостей определяется составом твердых углеводородов. [c.182]

Подготовленная проба нефти с помощью шприца-дозатора в количестве 2 мл вводится в нижнюю часть испарительной камеры. Туда же подается через систему осушки воздух или азот в качестве газа-носителя со скоростью 200 мл/мин. В испарительной камере поддерживается температура 150 °С. Пары воды, легких углеводородов и газ-носитель из испарительной камеры поступают в реакционную камеру, где проходят через слой гидрида кальция, находящегося на вибрирующей решетке. В этой камере поддерживается температура 90 °С. Образовавшийся водород, газ-носитель и пары бензина через холодильник поступают в детектор по теплопроводности. Результаты анализа регистрируются потенциометром, [c.74]

Скопление жидких углеводородов, попавших в воду в результате аварий танкеров или при промывке их танков в открытом море или в устье рек, можно обнаружить термографически (по разнице теплопроводности нефти, нефтепродуктов и воды) или радиолокационными способами по разнице прохождения сигналов через чистую и загрязненную воду. Необходимые для этого приборы можно устанавливать на самолетах или искусственных спутниках Земли [41]. [c.39]

Коэффициент теплопроводности (X) для нефтей находится в интервале 0,1-0,2 Вт/(м К). Теплота сгорания характеризует количество тепла, выделившегося при сгорании 1 кг жидкости. Различают высшую (Ов) и низшую (0 ) теплоту сгорания. Высшая теплота сгорания - это количество тепла, выделившегося при сгорании 1 кг жидкости при наличии в ней влаги. Низшая теплота сгорания - это количество тепла, выделившегося при сгорании 1 кг жидкости за вычетом тепла направленного на испарения воды и влаги. С увеличением молекулярной массы газообразного углеводорода, влажности, молекулярной массы фракций теплота сгорания растет. [c.62]

Тепловая волна, образующаяся при горении, характеризуется температурной кривой, имеющей два ниспадающих крыла с максимальной точкой между ними, соответствующей температуре очага горения. По лабораторным данным, она достигает 550-600°С. Фронтальное крыло температурной кривой характерно для процесса горения кокса и частично - нефти вследствие распространения тепла конвективным его переносом продуктами горения и конденсации паров углеводородов и воды, а также за счет теплопроводности. После движущегося очага горения остается нагретая порода, охлаждающаяся постепенно движущимся здесь окислителем. По данным лабораторных экспериментов, длина тепловой волны достигает нескольких десятков сантиметров. [c.217]

Расторгуев Ю. Л. Исследование теплопроводности воды, индивидуальных углеводородов, нефтей, нефтепродуктов, кремний-органических соединений и жидких растворов в широкой области параметров состояния Автореф. дне. на соиск. учен, степени д-ра техн. наук/ АзНЕФТЕХИМ. — Баку 1972. [c.273]

Второй метод, который в настоящее время проходит апробацию в Институте нефти, основан на работе Стафкенса и Богарда [3]. Он предназначен для разделения смесей, содержащих О2, N2, СО2 и алканы от С1 до С5, на индивидуальные компоненты и для разделения углеводородов Се—Сз в соответствии с числом углеродных атомов в их молекулах. На рис. 16.3 представлена хроматограмма смеси газов, выделяющихся из сырой нефти в результате уменьшения давления при ее извлечении из скважины. Сопоставив результаты количественного анализа этой смеси и оставшихся в жидкой фазе низкокипящих соединений, можно вычислить, какой состав имеет газовая фаза над поверхностью нефти при высоком давлении. Поскольку для обнаружения и количественного определения сопутствующих газов необходим детектор по теплопроводности, а содержание присутствующих в очень низкой концентрации углеводородов Сб—Се можно определить лишь с помощью высокочувствительного пламенно-ионизационного детектора, в данном случае на выходе из колонки устанавливают (в указанной последовательности) оба детектора, а в качестве репера, позволяющего сопоставить сигналы детекторов, используют одно из соединений (например, этан или пропан), которому отвечает достаточно заметный пик на обеих хроматограммах. Разделение проводится на колонке размером 3 мХ2,3 мм (внутр. диам.), изготовленной из нержавеющей стали и заполненной порапаком Р, при программируемом подъеме температуры от —50 до - -150°С газом-носителем служит гелий. Данный метод проще описанного выше многоколоночного, воспроизводимость и точность которого зависят от безукоризненной работы переключающих кранов, т. е. от того, насколько они герметичны и насколько строго синхронизовано их переключение с процессами хроматографического разделения, протекающими на разных колонках. [c.381]

Исходя из анализа состояния теории теплопроводности жидкостей и существующих методов расчета коэффициента теплопроводности жидких углеводородов и нефтепродуктов при разработке методики принят эмпирический подход. В основу его положены экспериментальное изучение свойств большого ассортимента нефтей и нефтепродуктов, отличающихся по физико-химическим свойствам и углеводородному составу, анализ и систематизация существующего экспериментального материала с целью установления-связи между Л и факторами, учитывающими состав нефтепродуктов. При этом было признано целесообразным записывать функциональные зависимости Л непосредственно от тех характеристик, которые используются в различных вариантах структурно-группового анализа /методы rij-jD-M, n -ji-tKun. n -j -V/ и определяются при идентификации нефтепродуктов. [c.55]

Коломиец А.Я. Экспериментальное исследование теплопроводности газообразной смеси этилен-водород при атмосферном давлении. В сб. Теплофизичвские свойства углеводородов, их смесей.нефтей и нефтяных фракций". [c.34]

Обобщенная методика расчета коэ ициента теплопроводности нефтяных фракций. АБРОСИМОВ В.Ф. Сб. Тешюфи-зические свойства углеводородов, их смесей, нефтей и нефтяных фракций , вып.Ь, 1973. [c.252]