Плотность газов и паров. Плотность нефти при нормальных условиях


Плотность природных и нефтяных газов

    Плотность природных и нефтяных газов зависит от их компонентного состава. Ниже приведены данные о плотности индивидуальных газов при 293 К и 101,3 кПа  [c.64]

    Плотность природного газа в большинстве случаев составляет от 0,72 до 0,88 кг/л , а нефтяных попутных газов — от 0,8 до 1,3 кг/м . [c.32]

    В качестве исходного сырья, используемого для получения синтез-газа посредством парового риформинга, могут применяться природный газ (в основном метан с несколькими процентами высококипящих углеводородов), легкий бензин (в основном бутан с некоторым количеством бутена и высококипящих углеводородов) и, наконец, легкие нефтяные дистиллаты. которые содержат различные углеводороды, кипящие при 40—170 С (например, 65 объемн. % парафинов, 25% нафтенов, 10% ароматических углеводородов и 1% олефинов). В последнем случае средний молекулярный вес близок к 100, а плотность составляет 0,68—0,72 г см , — величины, сходные с молекулярным весом и плотностью гептана С,Нхв. [c.63]

    На Международной конференции по энергетическим ресурсам, состоявшейся в 1979 г. в г. Монреаль (Канада), к традиционным источникам углеводородов были отнесены залежи легких и средних нефтей, природные газы и содержащиеся в них конденсатные жидкости, а к нетрадиционным — скопления тяжелых нефтей и твердых битумов — от асфальта до керита, а также жидкие и газообразные углеводороды, которые можно получать из углей, битуминозных песчаников, горючих сланцев, газогидратов, зон геодавлений, биомассы, торфа, промышленных и городских отходов [5]. В связи с тем, что ряд используемых понятий не имел достаточно четкого определения, на XI Мировом нефтяном конгрессе была предложена единая классификация всех типов природных углеводородов [6]. В качестве основных классификационных параметров для всех источников углеводородов, встречающихся в природных резервуарах, были приняты агрегатное состояние, плотность и вязкость и рекомендованы следующие определения  [c.15]

    В качестве единицы удельного веса принимается 1 Н/м . Относительный удельный вес нефтяных и природных газов определяется как отношение удельного веса газа к удельному весу такого же объема воздуха при одинаковых условиях. В СССР принято определять плотность и удельный "вес при 20°С. Так как зависимость плотности нефтепродуктов от температуры линейная, то, зная плотность при температуре можно найти по формуле [c.10]

    Полиэтилен —полимеризационная термопластичная пластическая масса. Исходный мономер — этилен — получают из природных или нефтяных газов он может быть также получен дегидратацией этанола или гидрированием ацетилена. Получение полимера может быть осуществлено при высоком, среднем или низком давлении. В СССР выпускается полиэтилен ВД низкой плотности, получаемый по методу высокого давления, и полиэтилен ИД высокой плотности, получаемый по методу низкого давления. Полиэтилен ВД с молекулярным весом 18 000— 25 000 условно называется по- [c.419]

    ТАБЛИЦА У.ЗЗ. ПЛОТНОСТЬ р ПРИРОДНОГО (П), НЕФТЯНОГО (Н) И ПРОПАНБУТАНОВОГО (ПБ) ГАЗОВ, кг/м  [c.452]

    Природный газ нефтяных месторождений содержит углеводороды метанового ряда с относительно большим количеством тяжелых углеводородов, достигающим 50% (табл. 1-4). Вследствие этого нефтяные газы имеют Qв, доходящее до 14 650 ккал м . Плотность этих газов превышает в большинстве случаев плотность воздуха. [c.22]

    Метод расчета по химическому составу. При анализах, не связанных с коммерческими расчетами между поставщиком и потребителем, допускается устанавливать плотность газа расчетным путем по химическому составу, определенному с помощью хроматографа какой-либо марки. Метод распространяется на все природные и попутные (нефтяные) газы. [c.26]

    Плотность смесей нефтяных фракций находят как аддитивную величину, однако это правило не соблюдается, если плотности смешиваемых продуктов резко различаются. Плотность смесей при разных значениях давления и температуры может быть вычислена по данным работ [43, 46—48]. При нахождении плотности высококипящих и остаточных фракций, для которых экспериментальное определение затруднено, можно воспользоваться методикой [49, 50], для расчета плотности сжиженного природного газа— данными [44], а с учетом коэффициента бинарного взаимодействия— работой [51]. [c.19]

    Ценность топлива определяется величиной его теплоты сгорания. По теплоте сгорания газовое топливо не уступает другим видам топлива. Так, например, дрова и торф имеют низшую теплоту сгорания до 3200 ккалЫг, лучшие каменные угли — до 7300 ккалЫг, а нефть — 10 ООО ккал кг. Коксовый же газ дает тепла 4300 ккал м при плотности его 0,5 кг м . Следовательно, теплота сгорания коксового газа будет 8600 ккал кг, что превышает теплоту сгорания лучших углей. Низшая теплота сгорания природного дашавского газа составляет 8500 ккал м при плотности его 0,8 кг м , что составляет 10 600 ккал кг. Таким образом, теплота сгорания этого газа выше, чем нефти. Попутные природные газы нефтяных месторождений имеют еще большую теплоту сгорания, доходящую до 15 ООО ккал м . [c.30]

    ГИ Б энергетических и зкономических проблемах. Общность элементар ного состава ГИ природного газа, газовых конденсатов, нефтей, бурых и каменных углей, горючих сланцев и др. Теории происхождения и генезиса ГИ. Понятие об условном топливе и нефтяном эквиваленте ГИ. Основные физические свойства плотность, молекулярная масса, температуры застывания, размягчения, вспышки, воспламенения и самовоспламения. Теплотворная способность, [c.224]

    С самого зарождения нефтяной промышленности была признана важность облагораживания сырья и производства более ценных продуктов. В начальный период нефть разделяли периодической перегонкой на ряд фракций, различавшихся по температурам кипения и плотности. Природный газ пропускали через адсорбент (активированный уголь) для выделения газового бензина И получения сухого газа. Примитивные периодические установки постепенно вытеснялись трубчатками и абсорбционными установками непрерывного действия, которые, хотя и значительно более совершенны, чем прежние, все еще не обеспечивают достаточно четкого разделения. [c.48]

    В связи с переработкой природных и нефтяных газов в сжиженные газы представляет интерес способ расчета их плотности. Для жидких углеводородов применяют формулу Крегера  [c.63]

    Природные газы различных месторождений отличаются по компонентному составу, а следовательно, по теплотам сгорания, плотности н числу Воббе. Значения числа Воббе для газовых и газоконденсатных месторождений различаются в пределах 9600 до 12 000 ккал/м , для нефтяных несколько выше — от И ООО до 14 500 ккал/м.  [c.286]

    В нефтяной, газовой или нефтегазовой залежах скопившиеся жидкости и газ находятся в пластах пористых, пористо-трещиноватых или трещиноватых пород, заполняя поровое пространство природных резервуаров-коллекторов. Внутри резервуара газ, нефть и вода располагаются в зависимости от величины их плотности газ занимает верхнюю часть пласта, под ним находится нефть, а вода подпирает их снизу, заполняя всю остальную часть резервуара. Скопление газа в самой верхней части резервуара называется газовой шапкой. В тех случаях, когда нефти гораздо меньше, чем газа, и она как бы подстилает газ снизу, скопление нефти называют нефтяной оторочкой газовой залежи. [c.8]

    В связи с различием в количественном составе нефтяных и природных газов их физические свойства различны. Плотность (по воздуху) попутных газов выше, чем природных,— она достигает 1,0 и более теплота сгорания их составляет 46 ООО—50 ООО Дж/кг. [c.151]

    Нефтяные попутные газы по составу в различных месторождениях сильно отличаются друг от друга. Даже их плотность колеблется от 0,8 до 1,5 г/см . Они содержат в своем составе метан — 40— 70 %, этан — 7—20 %, пропан — 5—20 %, бутан — 2—20 % и пентан— О—20%. Иногда в их составе имеется сероводород — около 1%, углекислый газ — около 0,1%, азот и другие инертные газы — до 10%. Попутные газы в районе Азербайджанской, Туркменской и Украинской ССР и некоторых других республиках характеризуются относительно низким содержанием высших углеводородов метанового ряда этана, пропана, бутана, пентана. Они подвергаются переработке, аналогичной для природных газов. Попутные газы в других районах, например втором Баку (Башкирия), содержат большой процент высших углеводородов и могут служить источником пентана, бутана, пропана и этана, используемых для получения различных синтетических полимеров. [c.10]

    В установках очистки природного и нефтяного газа наибольшее распространение получили мембранные аппараты на основе рулонных элементов, имеющие относительно высокую (до 1000 м /м ) плотность упаковки мембран и небольшое (по сравнению с модулями на основе полых волокон) гидравлическое сопротивление. Например, фирма Дельта Инджиниринг разработала процесс Делсеп очистки природного и нефтяного газов с использованием рулонных элементов с асимметричной ацетатцеллюлозной мембраной Гасеп [13, 61—63]. На рис. 8.10 [c.287]

    В зависимости от плотности и элементного состава теплота сгорания нефтей различных месторождений может меняться от 39,5 ГДж/т (тяжелая нефть месторождения Боскан в Венесуэле) до 43,6 ГДж/т (легкая нефть, добываемая в Индонезии). Теплота сгорания природного и нефтяного газов зависит во многом от содержания в них инертных компонентов и может колебаться в пределах от 34 до 47 МДж/м [4]. [c.13]

    Решение ряда важных геологических и геохимических задач базируется на установлении глубины метаморфической превра-щвнности нефти. Под этим показателем обычно понимается суммарный результат постепенных химических изменений нефтяной системы, на которую влияют такие природные факторы, как температура, давление, возраст, каталитические свойства вмещающих пород и др. Для оценки степени превращенности предлагалось использовать разные характеристики нефтей и нефтяных компонентов плотность, смолистость, содержание низкокипящих фракций /I/, соотношения индивидуальных углеводородов и их групп /1-6 и др./, изотопный состав углерода нефти и метана, содержащегося в попутном нефтяном газе /7,8. и др./ и т.д. 8ти характеристики закономерно меняются в ходе геохимической эволюции нефтей, косвенно отражая направления, и результаты превращения нефтяных систем в условиях недр. [c.74]

    Горелки беспламенные панельные (ГБП) полного предварительного смешения газа с воздухом с самого начала предназначались для нефтезаводских печей, работающих на природном газе или газах нефтезаводского происхождения. Эти газы весьма существенно отличаются от коксового плотность и удельная теплота сгорания их в 2 - 2,5 раза выше, чем у коксового газа, содержание водорода очень мало, тогда как в коксовом газе оно равно в среднем 60 %. В соответствии с различием состава эти газы отличаются от коксового по скорости распространения пламени в стехиометрических смесях с воздухом [1] скорость распространения пламени в стехиометрической смеси коксового газа с воздухом ( а = = 1,0, содержание кислорода около 17 %) в несколько раз выше, чем в стехиометрической смеси природного газа с воздухом. Именно поэтому одни и те же инжекционные горелки могут работать вполне устойчиво, без проскоков пламени внутрь горелки, на природном газе и неустойчиво на коксовом. Природный и другие нефтяные газы обычно имеют высокое давление перед соплом горелки и обеспечивают высокую скорость вьшета струи газовездушной смеси из каналов (ниппелей) горелки. Для этих условий с целью предотвращения возможности отрыва пламени от горелки, а также для предварительного нагрева газовоздушной смеси при беспламенном сжигании газа устанавливается керамическая огнеупорная насадка. [c.56]

    Ассортимент саж, имеющихся в настоящее время на мировом рынке, так широк, что практически можно найти подходящий сорт для изготовления любого из рассмотренных типов печатных красок. Сажи подразделяются на три типа, четко отличающихся по происхождению и свойствам./Самая низкосортная сажа получается при неполном сгорании остатков канифоли, древесных смол, растительных масел или нафталина. Такая печная сажа применяется главным образом в газетных красках вследствие ее низкой стоимости и большой маслоемкости, позволяющей получать оттиски высокой плотности, что необходимо для этого вида печати. Сажи среднего качества получают при сжигании в форсунках при ограниченной подаче воздуха легких или тяжелых алифатических углеводородов. Эти продукты известны под названием ламповой сажи . Лучши. сорта сажи получаются при сжигании в герметических камерах природных или попутных нефтяных газов, богатых низкомо-лекулярными насыщенными углеводородами. Эти сажи известны под названиями газовая сажа , нефтяная сажа и arbon Ыаск (в США). [c.230]

    Томский НХК является одним из крупных нефтехимических предприятий. В его состав входят производства метанола (из природного газа) мощностью 750 тыс. т - пуск в 1983 г., формалина (360) и карбамидных смол (200) - пуск в 1985 г., полипропилена (на привозном пропилене, 100 тыс. т) - пуск в 1981 г. [269]. После завершения строительства пиролизной установки ЭП-300, работающей на привозном сырье (прямогонные бензиновые фракции - нафта) производство полипропилена переведено на снабжение собственным пропиленом, а получаемый этилен намечено направлять на получение полиэтилена низкой плотности. Впоследствии предполагается направить его на производство сополимера полиэтилена и винилацетата. Из-за ухудшения снабжения Томского НХК нафтой объемы производства на комбинате скизились. Возникла необходимость обеспечения более стабильной и надежной сырьевой базы за счет использования широкой фракции легких углеводородов, получаемой из попутного нефтяного газа и при стабилизации газового конденсата. В настоящее время на Томском НХК выпускаются продукты этиленовой установки, полиэтилен, полипропилен, изделия из полиэтилена и полипропилена, метанол, формалин, карбамидформальдегидные смолы. [c.529]

    Важная особенность добычи природного газа - это высокие давления в системах сбора, подготовки и транспортирования. Эта особенность связана с тем, что плотность газа намного меньше плотности нефти, соответственно значительно меньше давления столба нефти в нефтяной скважине и достигает при сборе до 15 МПа, а при транспортировании - 7,5 МПа, с вы-текаюп ими отсюда более жесткими требованиями к оборудованию и аппаратам промыслов. [c.10]

    В отличие от газов чисто газовых месторождений эти газы называют попутными или нефтяными. Они содержат меньшее количество метана и повышенное количество других более тяжелых углеводородов — до 40 об. %. Поэтому теплота сгорания этих газов выше и колеблется в пределах от 35,0 до 65,0 Мдж1м . Плотность их также заметно выше и может превосходить плотность воздуха. Часть углеводородов (тяжелее этана) улавливается в процессе газофракционирования на газобензипных заводах и используется в качестве цепного химического сырья или как добавка в процессах выработки моторных топлив. Ниннекоторых природных и попутных газах. [c.16]

    Теплота сгорания различных видов топлив может значительно различаться. Так, например, дрова и торф имеют низшую теп.чоту сгорания до 3200, лучшие каменные угли—до 7300, а нефть — около 10 000 ккал/кг. Низшая теплота сгорания природного газа Северо-Ставропольско-Пелагиадинского месторождения 8550 ккал/м при плотности 0,73 кг/м , что составляет около И 700 ккал/кг. Таким образом, теплота сгорания I кг этого газа выше, чем нефти. Попутные природные газы нефтяных месторождений имеют теплоту сгорания до 15000 ккал/м (10—11 тыс. ккал/кг), а сжиженные — до 22 000—28 000 ккал/м (около И ООО ккал/кг). [c.26]

chem21.info

Плотность газов и паров: таблица при различных температурах

Плотность газов и паров при нормальных условиях

В таблице приведена плотность газов и паров при нормальных условиях – температуре 0°С и нормальном атмосферном давлении (760 мм. рт. ст.). Для некоторых газов, например газа стибина, плотность дана при температуре 15°С и давлении 754 мм. рт. ст.

Значение плотности газов в таблице указано в размерности кг/м3 для следующих газов и паров: азот N2, аммиак Nh4, аргон Ar, ацетилен C2h3, бор фтористый BF3, бутан C4h20, водород: бромистый HBr, йодистый HI, мышьяковистый h4As, селенистый h3Se, сернистый h3S, теллуристый h3Te, фосфористый h4P, хлористый HCl, воздух, гелий He, германия тетрагидрид Geh5, диметиламин (Ch4)2NH, дифтордихлорметан CF2Cl2, дициан C2N2, закись азота N2O, кислород O2, кремний фтористый SiF4, гексагидрид Si2H6, тетрагидрид Sih5, криптон Kr, ксенон Xe, метан Ch5, метиленхлорид Ch4Cl, метиламин CH5N, метиловый эфир C2H6O, метилфторид Ch4F, метилхлорид Ch4Cl, мышьяк фтористый AsF5, неон Ne, нитрозил фтористый NOF и хлористый NOCl, озон O3, окись азота NO, пропан C3H8, пропилен C3H6, радон Rn, двуокись серы SO2 и гексафторид серы SF2, силан диметил Sih3(Ch4)2, метил Sih4Ch4, хлористый SIh4Cl, трифтористый SiHF3, стибин Sbh4, сульфурил фтористый SO2F2, триметиламин (Ch4)3N, триметилбор (Ch4)3B, двуокись углерода CO2, окись углерода CO, сероокись COS, фосфор фтористый PF2, оксифторид POF3, пентафторид PF5, фтор F2, фторокись азота NO2, двуокись хлора ClO2, окись хлора Cl2O, хлорокись азота NO2Cl, этан C2H6, этилен C2h5, окись азота NO.

Плотность газов вычисляется, как отношение молярной массы газа к его молярному объему, который при 0°С и давлении 1 атм. равен 22,4 л/моль.

Следует отметить, что самым легким газом является водород — плотность этого газа при нормальных условиях равна 0,0899 кг/м3. Для удобства восприятия плотность газов приводят именно к плотности водорода, используя при этом относительную плотность по водороду. Например, относительная плотность газа азота N2 по водороду равна 13,9.

Наибольшую плотность имеет газ радон.  Этот радиоактивный газ имеет плотность при нормальных условиях 9,73 кг/м3, а его относительная плотность по водороду составляет величину 108,2.

Необходимо отметить, что при увеличении давления газов и паров, их плотность увеличивается пропорционально.

Примечание: Для газов и паров, рядом со значением плотности которых, присутствует символ *, ее величина в таблице приведена при температуре 20°С.

Из анализа данных, представленных в таблице, видно, что плотность рассмотренных газов находится в диапазоне от 0,089 до 9,73 кг/м3.

Плотность газов в жидком и твердом состояниях при различных температурах

Значения плотности газов и паров в жидком и твердом состояниях приведены в таблице в зависимости от температуры при нормальном атмосферном давлении. Величина плотности газов указана в основном при низких температурах (в интервале от -268 до 20°С), при которых они находятся в жидком, или твердом состояниях.

При низких температурах плотность некоторых газов сравнима с плотностью металлов. К плотным (тяжелым) газам в жидком состоянии можно отнести такие газы, как этилен, криптон (плотность 2371 кг/м3) и ксенон (плотность 3060 кг/м3). Например, плотность газа этилена при температуре -102°С имеет значение 5566 кг/м3, что почти в полтора раза больше плотности алюминия. При этом этилен находится в жидком состоянии.

Газы в твердом состоянии имеют плотность немногим больше, чем в жидком. Твердое состояние газа достигается при более низкой температуре.Например, углекислый газ находится в виде жидкости при температуре -60°С (при атмосферном давлении), но уже при -79°С становиться твердым и имеет плотность 1530 кг/м3.

Плотность газов в таблице дана в т/м3и приведена для следующих газов: азот N2, окись азота NO, аммиак Nh4, аргон Ar, ацетилен C2h3, водород: сернистый h3S, фосфористый h4P, фтористый HF, хлористый HCl, воздух, гелий He, криптон Kr, ксенон Xe, кислород O2, метан Ch5, метилхлорид Ch4Cl, неон Ne, озон O3, сера двуокись SO2, углерод: двуокись CO2, окись CO, фтор F2, хлор Cl2, этан C2H6, этилен C2h5.

Источник:Таблицы физических величин. Справочник. Под ред. акад. И.К. Кикоина. М.: Атомиздат, 1976. — 1008 с.

thermalinfo.ru

Плотность газов при нормальных условиях (Таблица)

Газы

Формула

Плотность при нормальных условиях ρ, кг/м3

Азот

N2

1,2505

Аммиак

Nh4

0,7714

Аргон

Ar

1,7839

Ацетилен

C2h3

1,1709

Ацетон

C3H6O

2,595

Бор фтористый

BF3

2,99

Бромистый водород

HBr

3,664

Н-бутан

C4h20

2,703

Изо-бутан

C4h20

2,668

Н-бутиловый спирт

C4h20O

3,244

Вода

h3O

0,768

Водород

h3

0,08987

Воздух (сухой)

1,2928

Н-гексан

C6h24

3,845

Гелий

He

0,1785

Н-гептан

C7h26

4,459

Германия тетрагидрид

Geh5

3,42

Двуокись углерода

CO2

1,9768

Н-декан

C10h32

6,35

Диметиламин

(Ch4)2NH

1,966*

Дифтордихлорметан

CF2Cl2

5,51

Дифенил

C12h20

6,89

Дифениловый эфир

C12h20O

7,54

Дихлорметан

Ch3Cl2 

3,79

Диэтиловый эфир

C4h20O 

3,30

Закись азота

N2O 

1,978

Йодистый водород

HI

5,789

Кислород

O2 

1,42895

Кремний фтористый

SiF4

4,9605

Кремний гексагидрид

Si2H5

2,85

Кремний тетрагидрид

Sih5

1,44

Криптон

Kr 

3,74

Ксенон

Xe 

5,89

Метан

Ch5 

0,7168

Метиламин

CH5N 

1,388

Метиловый спирт

Ch5O 

1,426

Мышьяк фтористый

AsF5

7,71

Неон

Ne 

0,8999

Нитрозилфторид

NOF

2,176*

Нитрозилхлорид

NOCl 

2,9919

Озон

O3

2,22

Окись азота

NO 

1,3402

Окись углерода

CO 

1,25

Н-октан

C8h28 

5,03

Н-пентан

C5h22   (Ch4(Ch3)3СН3)

3,457

Изо-пентан

C5h22   (СН3)2СНСН2СН3

3,22

Пропан

C3H8 

2,0037

Пропилен

C3H6 

1,915

Радон

Rn

9,73

Силан диметил

Sih3(Ch4)2

2,73

Силан метил

Sih4Ch4

2,08

Силан хлористый

Sih4Cl

3,03

Cилан трифтористый

SiHF3

3,89

Стибин (15°С, 754 мм.рт.ст.)

Sbh4

5,30

Селеновая кислота

h3Se

3,6643

Сернистый газ

SO2 

2,9263

Сернистый ангидрид

SO3 

3,575

Сероводород

h3S 

1,5392

Сероокись углерода

COS

2,72

Сульфурил фтористый

SO2F2

3,72*

Триметиламин

(Ch4)3N

2,58*

Триметилбор

(Ch4)3B

2,52

Фосфористый водород

Ph4 

1,53

Фосфор фтористый

PF3

3,907*

Фосфор оксифторид

POF3

4,8

Фосфор пентафторид

PF5

5,81

Фреон-11

CF3CI 

6,13

Фреон-12 (дифтордихлорметан)

CF2CI2 

5,51

Фреон-13

CFCI3 

5,11

Фтор

F2 

1,695

Фтористый кремний

SiF4 

4,6905

Фтористый метил

Ch4F 

1,545

Фторокись азота

NO2F

2,9

Хлор

Cl2 

3,22

Хлор двуокись

ClO2

3,09*

Хлор окись

Cl2O

3,89*

Хлористый водород

HCl 

1,6391

Хлористый метил (метилхлорид)

Ch4Cl 

2,307

Хлористый этил

C2H5Cl 

2,88 

Хлороформ

CHCl3 

5,283

Хлорокись азота

NO2Cl 

2,57

Циан, дициан

C2N2

2,765 (2,335*)

Цианистая кислота

HCN 

1,205

Этан

C2H6 

1,356

Этиламин

C2H7N 

2,0141

Этилен

C2h5

1,2605

Этиловый спирт

C2H6O 

2,043

infotables.ru

Плотность нефтепродуктов - Справочник химика 21

    Отношение плотности нефтепродукта при 20° С к плотности дистиллированной воды при 4° С называется относительной плотностью. Относительная плотность нефтепродуктов при температуре °С определяется по формуле Д. И. Менделеева  [c.25]

    Плотность нефтепродуктов уменьшается с повышением темпера туры. Зависимость относительной плотности от температуры определяется по формуле, предложенной Д. И. Менделеевым  [c.10]

    Чем больше плотность нефтепродукта, тем выше его показатель преломления. Это согласуется также с положением, что нефтепродукты с большим отношением углерод водород имеют высокие плотность и показатель преломления. При одном и том же числе углеродных атомов в молекуле показатель преломления возрастает в последовательности парафино- [c.97]

    Средние температурные поправки относительной плотности нефтепродуктов [c.289]

    Ареометрический метод определения относительной плотности (относительного Сдельного веса) основан на законе Архимеда. Отсчет по шкале погруженного в испытуемый нефтепродукт ареометра (нефтеденсиметра) показывает относительную плотность нефтепродукта при температуре испытания. Для приведения этой плотности к относительной плотности при нормальной температуре пользуются формулой [c.158]

    Относительная плотность нефтепродукта обозначается [4 , где верхняя цифра показывает температуру нефтепродукта, нижняя — температуру воды. В тех случаях, когда по условиям опыта плотность нефтепродукта определяется не при температуре 20° С, ее значение пересчитывают и приводят к нормальному значению d4 . [c.157]

    Действительную относительную плотность нефтепродукта di при температуре испытания приводят к относительной плотности при нормальной темнературе, пользуясь той же формулой, что и для ареометрического метода. [c.159]

    Чем больше плотность нефтепродукта, тем выше его показатель преломления. Показатель преломления циклических соединений больше, чем у алифатических. Циклоалканы занимают промежуточное положение между аренами и алканами. В гомологических рядах углеводородов наблюдается линейная зависимость между плотностью и показателем преломления. Для фракций циклоалканов существует симбатная зависимость между температурой кипения или молярной массой и показателем преломления. [c.87]

    Для технических расчетов плотность нефтепродуктов при высоких температурах можно определять при помощи специального графика. [c.10]

    Плотность нефтепродукта принято определять при температуре 20° С и относить к плотности воды при 4° С, принятой за единицу. [c.157]

    Для газообразных нефтепродуктов за стандартные условия приняты давление 760 мм рт. ст. и температура О °С. Обычно определяют относительную плотность их, т. е. отношение плотности нефтепродукта к плотности воздуха (1,293 кг/м ). Плотность любого газа при стандартных условиях может быть найдена как частное от деления его молекулярного веса на объем 1 кмоля, т. е. 22,4 м . Плотность газа у, кг/м ) при условиях, отличных от стандартных (давлении Р ат, температуре Т °К), можно определить по формуле  [c.35]

    Плотность необходима при перерасчете объема масла в массу и наоборот. При повышении температуры, плотность нефтепродуктов снижается и, тем сильнее, чем меньше плотность. Плотность не является определяющим показателем смазочных масел. Однако по плотности можно примерно судить об углеводородном составе масла, так как наименьшей плотностью отличаются парафины, а наибольшей - нафтеновые соединения. По плотности работающего масла определяют попадание в него топлива. Плотность может помочь идентифицировать конкретное масло при сравнении нескольких сортов или марок. [c.35]

    Поправки для приведения видимой относительной плотности нефтепродуктов к действительной относительной плотности [c.290]

    Плотность нефтепродуктов определяют ареометром, весами Вестфаля и пикнометром. [c.158]

    Самым точным является определение плотности нефтепродуктов пикнометром, который, однако, не нашел широкого применения в практике контрольных лабораторий ввиду относительной сложности и длительности проведения определения. [c.158]

    Пример. Видимая плотность нефтепродукта, определенная весами Вестфаля, при температуре испытания равна 0,8765. [c.159]

    Для нефтепродуктов характерно резкое изменение плотности с изменением температуры. С повышением температуры плотность нефтепродуктов уменьшается, а удельный объем возрастает. Для большинства нефтепродуктов (малопарафинистых) с достаточной точностью можно считать, что изменение плотности в зависимости от температуры происходит по линейному закону, найденному Д. И. Менделеевым и выражаемому формулой  [c.35]

    Пример. Видимая плотность нефтепродукта при температуре 14° С равна 0,8356 этому показанию по таблице соответствует суммарная поправка, равная [c.159]

    При необходимости определения плотности нефтепродукта (для установления его количества в емкости) немедленно после отбора пробы измеряют его температуру, которую определяют как среднее арифметическое из температур отдельных проб, установленных немедленно после их отбора. [c.251]

    Если необходимо определить плотность нефтепродукта для установления его количества в цистерне, пробоотборник опускают до /з диаметра цистерны от ее дна, выдерживают на этом уровне не менее 5 мин, затем извлекают его из цистерны, быстро выливают содержимое обратно в цистерну, снова опускают до того же уровня, извлекают его и определяют плотность и температуру нефтепродукта. [c.252]

    Плотность нефтепродуктов, как мы уже говорили, принято относить к температуре 20° С. Если температура жидкости (при определении) оказывается выше или ниже 20° С, то для приведения к указанной температуре вводится поправка согласно формуле [c.40]

    С января 1948 г. в СССР введен государственный стандарт на методы опре--деления плотности нефтепродуктов, ГОСТ 3900-47. [c.40]

    Согласно ГОСТу, плотностью тел называют массу их, заключающуюся в единице объема [г см . Удельным весом тел называют безразмерную величину отношения веса тела к весу воды в том же объеме по ГОСТу, плотность нефтепродукта относится к +20° С н к плотности воды при температуре +4° С, принятой за единицу. Эта плотность, обозначенная численно равна удельному весу по отношению к воде при +4° С, обозначенному 1 . [c.40]

    Все нефтепродукты представляют собой смеси углеводородов различных групп. Допуская аддитивность их объемов, среднюю плотность нефтепродукта находят по правилу смешения  [c.34]

    Это одна из важнейших и широко употребляемых характеристик нефтей и нефтепродуктов. На первых этапах развития нефтяной промышленности она была почти единственным показа — тeлe [ качества сырых нефтей, в частности, содержания керосина. Плотность определяется как масса единицы объема жидкости при опре,, еленной температуре (кг/м , г/см или г/мл). На практике чаще используют относительную плотность — безразмерную величину, численно равную отношению истинных плотностей нефтепродукта и дистиллированной воды, взятых при определенных температурах. В качестве стандартных температур для воды и нефтепродукта приняты соответственно в США и Англии — 15,6 °С (60 °Р ), в других странах, в т.ч. у нас — 4 °С и 20 °С (р ). [c.79]

    Существует несколько методов определения плотности нефтепродуктов. Выбор того или другого зависит от имеющегося количества нефтепродукта, его вязкости, требуемой точности определения и отводимого для анализа времени. Простейшим прибором для определения плотности жидких нефтепродуктов является ареометр (плотномер). Градуировка ареометра отнесена к плотности воды при 4 С и его показания соответствуют р. Ареометром можно определить плотность только с точностью до 0,001 для маловязких и 0,005 для вязких нефтепродуктов. Для определения ареометром плотности высоковязкого (более 200 сст при 50° С) нефтепродукта (() ) поступают следующим образом. Нефтепродукт разбавляют равным объемом керосина известной плотности (pj и измеряют плотность смеси (Рсм)- Затем подсчитывают п.лотность нефтепродукта по формуле  [c.37]

    Для малого количества жидких нефтепродуктов (капли) либо для твердых веществ (парафина, битума и др.) пользуются методом уравнивания плотности, или методом взвешенной капли каплю или кусочек исследуемого нефтепродукта вводят в спирто-водный (р 1) или водно-соляный раствор слабой концентрации (р 1) и добавляют в сосуд воду или концентрированный раствор соли до тех пор, пока испытуемый нефтепродукт не будет взвешен внутри раствора. В этом случае плотность нефтепродукта равна плотности раствора, которую определяют ареометром. [c.37]

    Приведенные выше способы пригодны лишь для технических целей. Более точно (с точностью до 0,0005) плотность нефтепродукта определяют с помощью гидростатических весов, которые градуируются по плотности воды при 20° С и дают показания р д. [c.37]

    ПЛОТНОСТИ нефтепродуктов их теплоемкость снижается, а с повышением температуры — возрастает, т. е. она зависит от химического остава нефтепродукта и от температуры. Для подсчета теплоемкости жидких нефтепродуктов рироко пользуются эмпирическим уравнением Крэга  [c.63]

    При помощи табл. I и II по известным теплосодержанию и плотности нефтепродукта можно определить температуру последнего. [c.22]

    Для нефтепродуктов принято пользоваться относительной илот-ность10, представляющей собой отношение плотностей нефтепродукта при 20° С и воды при 4° С. Отпосительная плотность обозначается [c.9]

    Пикнометры применяются при определении плотности нефтепродуктов. Бывают различных типов шаровидные, цилиндрические, с капиллярным отверстием, с термометром и т. п. На рис. 57 показан пикнометр типа ПШМ — шаровидный с меткой. В табл. 14 приведены размеры пикнрметров разичной емкости. [c.38]

    Нефтеденсиметры (ареометры) (рис. 108) служат для определения плотности нефтепродуктов. Представляют собой стеклянную трубку, расширяющуюся книзу и имеющую на конпе стеклянный шарик, заполненный дробью шлд специальной массой. В верхней (узкой) части денсиметра имеется шкала с делениями. Вверху шкалы нанесено наименьшее значение плотности, которое можно определить данным нефтеденсиметром, а внизу — наибольшее. [c.61]

    Гидростатические весы Вестфаля для определения плотности нефтепродуктов (рис. 109) состоят из неравноплечного коромысла 1, опирающегося призмой на подушку, заделанную в вилке 2 раздвижной колонки 3. Колонка 3 скрепляется прижимным винтом 4 и снабжена установочным винтом 5. На одном плече коромысла жестко укреплен постоянный противовес 6, а на другом при помощи серьги 7 к грузоподъемной призме подвешен на тонкой металлической проволоке поплавок 8 с впаянным в него термометром. Если пользуются поплав- [c.65]

    Р] ,Р20 относительная плотность нефтепродукта (или нефтяной фракщ1и),соответственно, при 15 "С и 20 [c.5]

chem21.info