Тепловые свойства нефтепродуктов

Все процессы нефтепереработки, как правило, сопровождаются нагревом и охлаждением сырья и продуктов реакции. Грамотное ведение процессов, проведение технологических расчетов оборудования требует знания тепловых свойств нефтей и нефтепродуктов. К важнейшим из них относятся: теплоемкость, теплота испарения, теплота плавления, теплота сгорания, энтальпия, теплопроводность.
Теплоемкость
Количество тепла, необходимое для нагрева 1 кг нефтепродукта от температуры t1 до температуры t2, называется средней удельной теплоемкостью для данного интервала температур при постоянном давлении. Удельная теплоемкость зависит от температуры определения, и, как правило, в расчетах используют значение средней удельной теплоемкости для интервала температур.

Для различных нефтепродуктов она различна (зависит от химсостава). Единица измерения теплоемкости – Дж/(кг×К) (система СИ). Существует также устаревшая единица измерения – ккал/(кг×К) (1 ккал/(кг×К) = 4190 Дж/(кг×К)).

Значение средней теплоемкости (кДж/(кг×К)) для жидких нефтепродуктов при температуре менее 200 °C определяют по формуле Крэга:

Более точной является формула, в которую входит характеристический фактор (она учитывает химсостав нефтепродукта):

где К – характеристический фактор.

Для газов различают теплоемкость при постоянном давлении (СP) и постоянном объеме (СV). Причем CP больше СV на величину работы, затрачиваемой на расширение газа и численно равной R – универсальной газовой постоянной (R = 8,3148 Дж/(моль×К)).

CP = СV + R.
Значение истинной теплоемкости нефтепродукта (кДж/(кг×К)) в паровой фазе (при постоянном давлении) определяется по формуле:

или, с учетом характеристического фактора, по формуле:

В случае, если давление превышает 5 атм (0,5 МПа), то значение теплоемкости находят по номограммам, используя значения приведенных давления и температуры

Теплоемкость свойство аддитивное. Для смеси определяется по формуле:

Компонентный состав нефтяных газов, газовых и газоконденсатных залежей. Способы выражения компонентного состава газов: мольные, массовые, объемные доли. Основные свойства газов: молекулярная масса, относительная плотность, вязкость. Зависимость свойств от химического состава, молекулярной массы компонентов, температуры и давления.

1. Компонентный состав ПНГ по типам месторождений представлен в сравнении с компонентным составом природного газа. Самое важное, что определяет ценность попутного нефтяного газа - это суммарное содержание компонентов, начиная с пропана. Количество ценных химических компонентов (пропан, бутаны и др.) почти в 30 раз больше, чем в природном газе.

Для газонефтяных месторождений характерно высокое содержание газа в нефти. Содержание метана в компонентном составе газа этого типа месторождений приблизительно равно количеству метана в природном газе. Что касается других компонентов, то попутный газ газонефтяного месторождения гораздо «богаче» в этом плане, чем природный газ. Объёмное содержание пропана, бутанов и других компонентов в нефтяном газе на порядок выше.

На газовых месторождениях добывают сухие газы, состоящие почти из одного метана. В них отсутствуют тяжелые углеводороды, способные перейти в жидкое состояние при нормальных условиях

На нефтегазоконденсатных месторождениях количество метана в газовой смеси почти такое же, как и в природном газе. В отличие от природного газа, попутный газ нефтегазоконденсатного месторождения содержит ценные углеводородные компоненты.