Температура застывания: Температура застывания

Содержание

Нефтепродукты. Определение температуры застывания методом вращения – РТС-тендер

 ГОСТ 32393-2013

МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ

МКС 75.080

Дата введения 2015-01-01

   Цели, основные принципы и общие правила проведения работ по межгосударственной стандартизации установлены ГОСТ 1.0 «Межгосударственная система стандартизации. Основные положения» и ГОСТ 1.2 «Межгосударственная система стандартизации. Стандарты межгосударственные, правила и рекомендации по межгосударственной стандартизации. Правила разработки, принятия, обновления и отмены»

Сведения о стандарте

1 ПОДГОТОВЛЕН Федеральным государственным унитарным предприятием «Всероссийский научно-исследовательский центр стандартизации, информации и сертификации сырья, материалов и веществ» (ФГУП «ВНИЦСМВ») на основе собственного перевода на русский язык англоязычной версии стандарта, указанного в пункте 5

2 ВНЕСЕН Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии

3 ПРИНЯТ Межгосударственным советом по стандартизации, метрологии и сертификации (протокол от 14 ноября 2013 г. N 44)

За принятие проголосовали:

Краткое наименование страны по МК (ИСО 3166) 004-97

Код страны по МК (ИСО 3166) 004-97

Сокращенное наименование национального органа по стандартизации

Армения

AM

Минэкономики Республики Армения

Киргизия

KG

Кыргызстандарт

Россия

RU

Росстандарт

Таджикистан

TJ

Таджикстандарт

Узбекистан

UZ

Узстандарт

4 Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 22 ноября 2013 г. N 691-ст межгосударственный стандарт ГОСТ 32393-2013 введен в действие в качестве национального стандарта Российской Федерации с 1 января 2015 г.

5 Настоящий стандарт идентичен стандарту ASTM D 5985-08* «Стандартный метод определения температуры застывания нефтепродуктов (метод вращения)» [«Standard test method for pour point of petroleum products (rotational method)», IDT].

_________________

* Доступ к международным и зарубежным документам, упомянутым в тексте, можно получить, обратившись в Службу поддержки пользователей. — Примечание изготовителя базы данных.      

Стандарт разработан комитетом ASTM D02 «Нефтепродукты и смазочные материалы» и находится под контролем подкомитета D02.06 Американского общества по испытаниям и материалам.

Наименование настоящего межгосударственного стандарта изменено относительно наименования указанного стандарта ASTM для приведения в соответствие с ГОСТ 1. 5 (подраздел 3.6).

При применении настоящего стандарта рекомендуется использовать вместо ссылочных международных стандартов соответствующие им межгосударственные стандарты, сведения о которых приведены в дополнительном приложении ДА
     

6 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

7 ПЕРЕИЗДАНИЕ. Сентябрь 2019 г.

Информация о введении в действие (прекращении действия) настоящего стандарта и изменений к нему на территории указанных выше государств публикуется в указателях национальных стандартов, издаваемых в этих государствах, а также в сети Интернет на сайтах соответствующих национальных органов по стандартизации.

В случае пересмотра, изменения или отмены настоящего стандарта соответствующая информация будет опубликована на официальном интернет-сайте Межгосударственного совета по стандартизации, метрологии и сертификации в каталоге «Межгосударственные стандарты»

1. 1 Настоящий стандарт устанавливает метод определения температуры застывания нефтепродуктов с использованием автоматического прибора, непрерывно вращающего охлаждаемую испытуемую пробу.

1.2 Настоящий метод применяют при температуре от минус 57°С до плюс 51°С, однако программа межлабораторных испытаний 1992 г., была проведена при температуре от минус 39°С до плюс 6°С (см. 13.4).

1.3 Настоящий метод определяет отсутствие течения нефтепродуктов при кристаллизации образца и/или увеличении его вязкости.

1.4 Настоящий метод не предназначен для испытания сырой нефти.

Примечание 1 — Возможность применения настоящего метода для испытания мазута не установлена. Более подробная информация приведена в 13.4.

1.5 Значения в единицах системы СИ рассматривают как стандартные. Другие единицы измерения в настоящий стандарт не включены.

1.6 В настоящем стандарте не предусмотрено рассмотрение всех вопросов обеспечения безопасности, связанных с его применением. Пользователь настоящего стандарта несет ответственность за установление соответствующих правил по технике безопасности и охране здоровья, а также определяет целесообразность применения законодательных ограничений перед его использованием.

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты. Для датированных ссылок применяют только указанное издание ссылочного стандарта, для недатированных — последнее издание (включая все изменения).

ASTM D 97, Standard test method for pour point of petroleum products (Стандартный метод определения температуры текучести нефтепродуктов)

ASTM D 4057, Standard practice for manual sampling of petroleum and petroleum products (Стандартная практика ручного отбора проб нефти и нефтепродуктов)

ASTM D 4177, Standard practice for automatic sampling of petroleum and petroleum products (Стандартная практика автоматического отбора проб нефти и нефтепродуктов)

IP 15, Test method for pour point of petroleum products (Метод определения температуры застывания нефтепродуктов)

_________________

Доступен в Институте энергетики, 61 New Cavendish St. , London, WIG 7AR, U.K., http://www.energyinst.org.uk.

В настоящем стандарте применены следующие термины с соответствующими определениями:

3.1 температура застывания нефтепродуктов (pour point of petroleum products): Самая низкая температура, при которой наблюдается движение испытуемой пробы при установленных условиях испытания.

3.2 температура прекращения течения нефтепродуктов (no-flow point of petroleum products): Температура испытуемой пробы, при которой кристаллизуется парафин и/или повышается вязкость, препятствующие движению поверхности пробы в условиях испытания.

3.2.1 Пояснение
     

Течение прекращается, если при охлаждении формируется кристаллическая структура парафина и/или повышается вязкость до значения, при котором устройство обнаружения не регистрирует движение в условиях испытания. Температура предыдущего наблюдения, при которой еще наблюдают течение испытуемой пробы, является температурой застывания.

3.3 температура застывания нефтепродуктов с интервалом испытания 3°С (pour point at 3°С testing intervals in petroleum products): Температура, вычисленная округлением значения температуры, при которой прекращается течение испытуемой пробы, до ближайшего целого числа, кратного 3°С.

3.3.1 Пояснение

В настоящем методе испытаний температура прекращения течения может быть измерена с точностью до 0,1°С. В ASTM D 97 наблюдения прекращения течения проводят с интервалом 3°С. Данные вычисления проводят при оформлении результатов по ASTM D 97. Некоторые аппараты могут выполнять эти вычисления автоматически.

3.4 вращательный (rotational): Метод вращения сосуда с испытуемой пробой в вертикальном положении на поворотном диске, снабженном стационарным датчиком температуры и маятником, погруженным в пробу.

3.4.1 Пояснение

Образующиеся при охлаждении пробы кристаллы или повышение вязкости пробы оказывают влияние на маятник, отклоняя его от стационарного положения, что регистрируется как температура прекращения течения.

4.1 Помещают пробу в автоматический аппарат определения температуры застывания, включают программу, нагревают образец, затем охлаждают за счет поддержания постоянной разности температур между блоком охлаждения и пробой. Постоянно проверяют характеристики течения пробы, вращая сосуд с пробой со скоростью приблизительно 0,1 об./мин вокруг стационарного, уравновешенного шарообразного маятника. Температуру пробы, при которой кристаллическая структура и/или увеличение вязкости пробы вызывает смещение маятника, регистрируют с точностью до 0,1°С. Затем нагревают пробу до первоначальной температуры.

5.1 Температура застывания нефтепродуктов является показателем самой низкой температуры эксплуатации. Характеристики течения, такие как температура застывания, могут иметь важное значение для качественной работы смазочной системы, топливной системы и эксплуатации трубопроводов.

5.2 Для смешивания нефти требуется точно измеренное значение температуры застывания.

5.3 Настоящий метод позволяет определить температуру пробы с точностью до 0,1°С, при которой формируются кристаллы или вязкость повышается настолько, что препятствует течению нефтепродуктов.

5.4 Температура застывания, полученная по настоящему методу, аналогична значению по методам ASTM D 97 и IP 15, в которых результаты регистрируют с интервалом 3°С.

Примечание 2 — При необходимости регистрации результатов аналогично ASTM D 97 (с интервалом 3°С) прецизионность определяют для значения температуры, округленной до значения, кратного 3°С. Информация о смещении результатов испытаний по ASTM D 97 приведена в 13.3.

5.5 Настоящий метод имеет лучшую повторяемость и воспроизводимость по сравнению с результатами испытаний по ASTM D 97, определенными по программе межлабораторных испытаний в 1992 г. (см. раздел 13.)

6.1 Автоматический аппарат

_______________

Единственным поставщиком аппарата является Herzog Model МС 850, можно приобрести в Walter Herzog, Lauda, Германия.

Автоматический аппарат для определения температуры застывания, описанный в приложении А, представляет собой микропроцессорный измерительный прибор, обеспечивающий нагревание, охлаждение, вращение пробы и регистрацию ее температуры. Аппарат должен быть оснащен цифровым дисплеем, блоком нагревания/охлаждения, поворотным диском, сосудом для испытуемой пробы и измерительным элементом, содержащим уравновешенный маятник и устройство измерения температуры.

6.2 Сосуд для испытуемой пробы

Используют плоскодонный алюминиевый сосуд с размерами, приведенными в А1. Сосуд заполняют до отметки на высоте (36,0±0,2) мм. На наружной поверхности дна сосуда должно быть два углубления для облегчения ее вращения.

6.3 Циркуляционная баня

Охлаждающая установка, оснащенная циркуляционным насосом, обеспечивающая поддержание температуры не менее чем на 20°С ниже самой низкой ожидаемой температуры застывания.

7.1 Безводный метиловый спирт, используемый в качестве охлаждающей среды в циркуляционная бане.

7.2 Очищающие растворители, подходящие для очистки и сушки сосуда для пробы и маятника, такие как бензин-растворитель и ацетон. (Предупреждение — Огнеопасны. Жидкость может вызвать ожоги глаз. Пары вредны. При проглатывании или вдыхании могут быть смертельны или вызвать слепоту).

8.1 Пробы отбирают по ASTM D 4057 или ASTM D 4177.

8.2 Перед отбором образцы очень вязких материалов нагревают до жидкого состояния, при этом образец не следует нагревать до более высокой температуры. Если температура пробы приблизительно равна 70°С, ее переносят в чашку без нагревания.

Примечание 3 — Если образец был нагрет выше указанной температуры, его охлаждают до температуры приблизительно 70°С, затем переносят в сосуд.

9.1 Аппарат готовят в соответствии с инструкцией изготовителя.

9.2 Очищают и сушат сосуд и охлаждающий блок с использованием подходящих растворителей в соответствии с указанием изготовителя аппарата.

9.3 Готовят охлаждающую циркуляционную баню в соответствии с инструкцией изготовителя и устанавливают температуру не менее чем на 20°С ниже самой низкой ожидаемой температуры застывания.

10.1 Выполняют инструкции изготовителя по калибровке, проверке и эксплуатации аппарата.

10.2 При необходимости регулируют положение измерительного маятника в соответствии с инструкцией изготовителя.

10.3 Для проверки работы аппарата используют образец с точно известной температурой застывания. Допускается использовать пробу, которую испытывали при проведении межлабораторных испытаний по определению температуры застывания.

11.1 Помещают пробу в сосуд до отметки. При необходимости для наполнения сосуда нагревают образец на водяной бане или в термостате до жидкого состояния. Пробу с предполагаемой температурой застывания выше 36°С или твердую при комнатной температуре пробу можно нагревать до температуры выше 45°С, но не выше 70°С (см. примечание 3).

Примечание 4 — Мазут чувствителен к термической обработке. При испытании пробу мазута готовят по ASTM D 97.

11.2 Проверяют наличие влаги в охлаждающем блоке и удаляют ее сухой тканью. Помещают сосуд для испытуемой пробы в охлаждающий блок. Размещают измерительный индикатор над сосудом и опускают его в пробу.

11.3 Включают программу испытаний в соответствии с инструкцией изготовителя.

11.4 Если ожидаемая температура застывания выше минус 33°С, температура начала проведения испытания должна быть не менее чем на 9°С выше ожидаемой температура застывания, но не ниже 45°С. Максимальная температура начала проведения испытания может быть запрограммирована на 70°С.

11.5 Если ожидаемая температура застывания ниже минус 33°С, продолжительность испытания может быть сокращена за счет начальной температуры выше не менее чем на 9°С ожидаемой температуры застывания. Минимальная начальная температура может быть запрограммирована на 20°С.

11.6 Если ожидаемая температура застывания не известна, для пробы в жидком состоянии выбирают начальную температуру, равную 45°С. Если начальная температура не установлена, аппарат автоматически нагревает пробу примерно до 45°С. Если ожидаемая температура застывания не известна и пробу перед помещением в сосуд нагревают, устанавливают начальную температуру, равную 70°С.

11.7 Сначала проба нагревается приблизительно до температуры 45°С или до выбранной начальной температуры в интервале от 20°С до 70°С. Сосуд для пробы должен непрерывно вращаться со скоростью приблизительно 0,1 об./мин, при этом поток охлаждающей жидкости в циркуляционной бане регулируют таким образом, чтобы температура блока охлаждения была приблизительно на 8°С ниже температуры пробы. Температура пробы должна постоянно отображаться на цифровом дисплее. После достижения пробой температуры застывания, отображаемой на цифровом дисплее, оператор эту температуру сбрасывает. Далее проба нагревается приблизительно до температуры 45°С или до заранее выбранной температуры.

11.8 Температуру пробы округляют до ближайшего целого числа, кратного 3°С.

12.1 Регистрируют температуру, определенную по 11.7, с точностью до 0,1°С как температуру прекращения течения методом вращения по настоящему стандарту.

12.2 Регистрируют температуру, определенную по 11,8, как температуру застывания с интервалами 3°С.

13.1 Прецизионность

Прецизионность настоящего метода испытаний по результатам статистического анализа данных межлабораторных испытаний приведена ниже.

_______________

Дополнительные данные (результаты программы межлабораторных совместных испытаний 1992) находятся в штаб-квартире ASTM International и могут быть получены по запросу отчета испытаний D02-1312.

13.1.1 Температура застывания с интервалами 3°С (ротационный метод)

13. 1.1.1 Повторяемость

Расхождение между результатами последовательных испытаний, полученными одним и тем же оператором с использованием одной и той же аппаратуры при постоянных рабочих условиях на идентичном испытуемом материале в течение длительного времени при нормальном и правильном выполнении метода, может превысить следующее значение только в одном случае из двадцати:

2,3°С.

13.1.1.2 Воспроизводимость

Расхождение между результатами двух единичных и независимых результатов испытаний, полученными разными операторами в разных лабораториях на идентичном испытуемом материале в течение длительного времени при нормальном и правильном выполнении метода, может превысить следующее значение только в одном случае из двадцати:

8,7°С.

13.1.2 Температура прекращения течения

13.1.2.1 Повторяемость

Расхождение между результатами последовательных испытаний, полученными одним и тем же оператором с использованием одной и той же аппаратуры при постоянных рабочих условиях на идентичном испытуемом материале в течение длительного времени при нормальном и правильном выполнении метода, может превысить следующее значение только в одном случае из двадцати:

1,18°С.

     13.2 Смещение

Поскольку отсутствует принятый стандартный образец, подходящий для определения смещения настоящего метода испытаний, смещение не определено.

     13.3 Относительное смещение

13.3.1 Температуру застывания, определенную с интервалами 3°С, сравнивали с результатами испытаний по ASTM D 97. Для отдельных проб наблюдалось относительное смещение, однако оно не носило систематический характер. Смещение по отношению к ASTM D 97/IP 15 могло произойти предположительно для типов проб, не включенных в программу межлабораторных испытаний.

_______________

Результаты программы межлабораторных испытаний, проведенных в 1992 г., находятся в штаб-квартире ASTM International и могут быть получены по запросу отчета испытаний D02-1312.

Примечание 5 — При проведении межлабораторных испытаний пробы зимнего дизельного топлива с высоким содержанием серы наблюдали большие расхождения результатов испытаний. В этой пробе при охлаждении формируются тонкие, но крупные кристаллы в виде пластин, образующиеся в месте контакта пробы со стеклом, а также на поверхности пробы. На поверхности пробы образовалась тонкая кристаллическая корка, внутри проба оставалась жидкой с низкой кажущейся вязкостью. При легком встряхивании пробы тонкая кристаллическая корка не разрушалась, при энергичном встряхивании корка разрушалась и проба легко текла. При таком поведении пробы пользователю настоящего метода следует обращать внимание на различие результатов испытаний.

13.4 Прецизионность по 13.1.1 была получена по результатам программы межлабораторных испытаний 1992 г. Были проведены испытания трех повторяющихся наборов жидких топлив и шести повторяющихся наборов смазочных масел в диапазоне температур от плюс 6°С до минус 39°С.

Шесть лабораторий проводили испытания на автоматическом аппарате, семь лабораторий — на ручном аппарате по ASTM D 97. Информация о типах проб и средней температуре застывания приведена в исследовательском отчете.

_______________

Результаты программы межлабораторных испытаний, проведенных в 1992 г., находятся в штаб-квартире ASTM International и могут быть получены по запросу отчета испытаний D02-1312.

13.5 Прецизионность по 13.1.2 была получена по результатам двух межлабораторных программ из набора данных с точностью до 0,1°С. Первая программа 1984 г. включала двенадцать повторяющихся наборов смазочных масел и жидких топлив и четырнадцать повторяющихся наборов жидких топлив в диапазоне температур от плюс 51°С до минус 51°С. Во второй части программы межлабораторных испытаний 1992 г. одна лаборатория представила результаты с точностью до 0,1°С, а также округленные результаты, кратные 3°С, на тех же пробах. Повторяемость была вычислена по результатам более неблагоприятной программы 1984 г., приведенной в D02-1007. Эти данные не соответствуют критериям ASTM по D02-1007.

Приложение А


(обязательное)

     А. 1 Узел блоков охлаждения/нагревания

Сосуд для испытуемой пробы помещают в узел для облегчения нагревания, охлаждения и вращения (см. рисунок А.1). Размеры узла должны обеспечивать поддержание заданных условий охлаждения и скорости вращения сосуда. Должны быть предусмотрены приспособления для установки маятника и измерения температуры пробы.

А.2 Алюминиевый сосуд для испытуемой пробы должен иметь следующие размеры (см. рисунок А.2):

наружный диаметр — (36,0±0,5) мм;

толщину стенок — (2,0±0,1) мм;

высоту — (51,0±0,5) мм;

высоту до отметки в сосуде — (36,0±0,2) мм.

А.3 Устройство измерения температуры

Для измерения температуры используют любые удобные устройства, например, платиновые термометры сопротивления. Точность измерения температуры должна быть до 0,1°С, погрешность устройства должна быть не более 1%.

    
Рисунок А.1 — Узел блоков охлаждения/нагревания


Рисунок А.2 — Сосуд для испытуемой пробы

Приложение ДА


(справочное)

Таблица ДА.1

Обозначение  ссылочного стандарта

Степень соответствия

Обозначение и наименование соответствующего межгосударственного стандарта

ASTM D 97

*

ASTM D 4057

*

ASTM D 4177

*

IP 15

*

* Соответствующий межгосударственный стандарт отсутствует. До его принятия рекомендуется использовать перевод на русский язык данного стандарта.

УДК 665.7:006.354

 МКС 75.080

Ключевые слова: нефтепродукты, температура застывания, метод вращения

          

Нефтепродукты. Определение температуры застывания. Автоматический метод с импульсным давлением – РТС-тендер

     
     ГОСТ 33910-2016

МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ

МКС 75.080

Дата введения 2018-07-01

Цели, основные принципы и общие правила проведения работ по межгосударственной стандартизации установлены в ГОСТ 1.0 «Межгосударственная система стандартизации. Основные положения» и ГОСТ 1.2 «Межгосударственная система стандартизации. Стандарты межгосударственные, правила и рекомендации по межгосударственной стандартизации. Правила разработки, принятия, обновления и отмены»

Сведения о стандарте

1 ПОДГОТОВЛЕН Открытым акционерным обществом «Всероссийский научно-исследовательский институт по переработке нефти» (ОАО «ВНИИ НП») на основе собственного перевода на русский язык англоязычной версии стандарта, указанного в пункте 5

2 ВНЕСЕН Межгосударственным техническим комитетом по стандартизации МТК 31 «Нефтяные топлива и смазочные материалы»

3 ПРИНЯТ Межгосударственным советом по стандартизации, метрологии и сертификации (протокол от 22 ноября 2016 г. N 93-П)

За принятие проголосовали:

Краткое наименование страны по МК (ИСО 3166) 004-97

Код страны по
МК (ИСО 3166) 004-97

Сокращенное наименование национального органа по стандартизации

Армения

AM

Минэкономики Республики Армения

Беларусь

BY

Госстандарт Республики Беларусь

Грузия

GE

Грузстандарт

Киргизия

KG

Кыргызстандарт

Россия

RU

Росстандарт

Таджикистан

TJ

Таджикстандарт

Узбекистан

UZ

Узстандарт

4 Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 4 апреля 2017 г. N 260-ст межгосударственный стандарт ГОСТ 33910-2016 введен в действие в качестве национального стандарта Российской Федерации с 1 июля 2018 г.

5 Настоящий стандарт идентичен стандарту ASTM D 5949-14* «Стандартный метод определения температуры застывания нефтепродуктов (автоматический метод с подачей импульсов давления)» [«Standard test method for pour point of petroleum products (automatic pressure pulsing method)», IDT].

________________

* Доступ к международным и зарубежным документам, упомянутым в тексте, можно получить, обратившись в Службу поддержки пользователей. — Примечание изготовителя базы данных.

Стандарт разработан Подкомитетом D02.07 «Реологические свойства» Технического комитета ASTM D02 «Нефтепродукты, жидкие топлива и смазочные материалы».

Наименование настоящего стандарта изменено относительно наименования указанного стандарта ASTM для приведения в соответствие с ГОСТ 1. 5 (подраздел 3.6).

При применении настоящего стандарта рекомендуется использовать вместо ссылочных стандартов соответствующие им межгосударственные стандарты, сведения о которых приведены в дополнительном приложении ДА

6 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

7 ПЕРЕИЗДАНИЕ. Август 2019 г.

Информация о введении в действие (прекращении действия) настоящего стандарта и изменений к нему на территории указанных выше государств публикуется в указателях национальных стандартов, издаваемых в этих государствах, а также в сети Интернет на сайтах соответствующих национальных органов по стандартизации.

В случае пересмотра, изменения или отмены настоящего стандарта соответствующая информация будет опубликована на официальном интернет-сайте Межгосударственного совета по стандартизации, метрологии и сертификации в каталоге «Межгосударственные стандарты»

Настоящий стандарт устанавливает альтернативную процедуру определения температуры застывания нефтепродуктов с использованием автоматического аппарата.

1.1 Настоящий стандарт устанавливает определение температуры застывания нефтепродуктов с помощью автоматического прибора, который использует регулируемую подачу импульсов газообразного азота на поверхность охлаждаемой пробы и определяет перемещение поверхности пробы с помощью оптического устройства.

1.2 Метод предназначен для диапазона температур от минус 57°С до плюс 51°С. Программа межлабораторных испытаний 1992 г. предусматривала диапазон температур от минус 39°С до плюс 6°С, а диапазон температур для программы межлабораторных испытаний 1998 г. составлял от минус 51°С до минус 11°С (см. 13.4).

1.3 Результаты испытаний по настоящему методу могут быть определены с интервалами 1°С и 3°С.

1.4 Настоящий стандарт не распространяется на сырые нефти.

Примечание 1 — Возможность применения метода для испытаний образцов остаточного топлива не установлена. Дополнительная информация о возможности применения метода приведена в 13. 4.

1.5 Значения, установленные в системе СИ, считают стандартными.

1.6 В настоящем стандарте не предусмотрено рассмотрение всех вопросов обеспечения безопасности. Пользователь настоящего стандарта несет ответственность за установление соответствующих правил по технике безопасности и охране труда, а также определяет целесообразность применения законодательных ограничений перед его использованием.

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:

2.1 Стандарты ASTM

_______________

Уточнить ссылки на стандарты ASTM можно на сайте ASTM www.astm.org или в службе поддержки клиентов ASTM: [email protected] В информационном томе ежегодного сборника стандартов (Annual Book of ASTM Standards) следует обращаться к сводке стандартов ежегодного сборника стандартов на странице сайта.

ASTM D 97, Test method for pour point of petroleum products (Метод определения температуры застывания нефтепродуктов)

ASTM D 4057, Practice for manual sampling of petroleum and petroleum products (Практика ручного отбора проб нефти и нефтепродуктов)

ASTM D 4177, Practice for automatic sampling of petroleum and petroleum products (Практика автоматического отбора проб нефти и нефтепродуктов)

2. 2 Стандарт Энергетического института

IP 15, Test method for pour point of petroleum products (Метод определения температуры застывания нефтепродуктов)

2.2 Стандарт Энергетического института

IP 15, Test method for pour point of petroleum products (Метод определения температуры застывания нефтепродуктов)

В настоящем стандарте применены следующие термины с соответствующими определениями:

3.1 Определения:

3.1.1 температура застывания нефтепродуктов (pour point in petroleum products): Самое низкое значение температуры, при котором наблюдается перемещение испытуемого образца в установленных условиях испытания.

3.2 Определение специальных терминов, используемых в настоящем стандарте:

3.2.1 температура потери текучести нефтепродуктов (no-flow point in petroleum products): Температура испытуемого образца, при которой кристаллическая структура парафина и/или увеличение вязкости делает невозможным перемещение поверхности образца в установленных условиях испытания.

3.2.1.1 Пояснение — Потеря текучести происходит после того, как образец при охлаждении в результате образования кристаллических структур парафина и/или увеличения вязкости достигает состояния, при котором оптическая система больше не обнаруживает перемещение в условиях испытания. Значение температуры предыдущего наблюдения, при которой в последний раз наблюдали движение образца, является температурой застывания.

3.2.2 импульс (pulse): Регулируемый импульс азота с заданным давлением и скоростью потока, достаточный для того, чтобы вызвать перемещение поверхности образца без разрушения структуры парафина, которая могла образоваться в образце.

3.2.3 элемент Пельтье (Peltier device): Полупроводниковый термоэлектрический элемент, состоящий из разнородных полупроводниковых материалов, который сконструирован таким образом, что тепло будет передаваться образцу или отводиться от него в зависимости от направления электрического тока, подаваемого к элементу.

4.1 После ввода образца в автоматический аппарат для определения температуры застывания и запуска программы испытания образец сначала нагревается, а затем охлаждается с помощью элемента Пельтье со скоростью (1,5±0,1)°С/мин. На поверхность образца подается движущая сила в виде импульсов сжатого азота с интервалом температуры 1°С или 3°С, в зависимости от выбора пользователя. Для контроля перемещения поверхности образца используют систему оптических детекторов вместе с источником света. Регистрируют значение самой низкой температуры, при которой наблюдается перемещение поверхности образца при подаче импульса азота, как температуру застывания по настоящему стандарту.

5.1 Температура застывания нефтепродукта является показателем самой низкой температуры, при которой его можно использовать в определенных условиях применения. Реологические характеристики, такие как температура застывания, могут быть критическими для правильной работы систем смазки, топливных систем и при транспортировании по трубопроводам.

5.2 Процессы смешения нефтепродуктов требуют точного определения температуры застывания.

5.3 В большинстве случаев настоящий метод не требует применения охлаждающих устройств (см. 7.1).

5.4 Температура застывания по настоящему методу эквивалентна температуре застывания по ASTM D 97/IP 15 при записи результатов с интервалом 3°С.

Примечание 2 — Поскольку некоторым пользователям может потребоваться оформление результатов испытаний в формате, аналогичном ASTM D 97 (с интервалом 3°С), прецизионность метода была установлена для значений температур, округленных до интервалов, равных 3°С. Смещение по настоящему методу и ASTM D 97 приведено в 13.3).

5.5 Результаты испытаний по настоящему методу могут быть определены с интервалами 1°С или 3°С.

5.6 Настоящий метод имеет более точную повторяемость и воспроизводимость, которые были получены в программах межлабораторных исследований 1992 г. и 1998 г. по сравнению с ASTM D 97/IP 15.

_______________

Результаты программы межлабораторных испытаний можно получить в ASTM International Headquarters при запросе отчетов RR:D02-01312 1992 г. и RR:D02-1499 1998 г.

6.1 Автоматический аппарат

_______________

Было установлено, что для данного метода можно использовать анализаторы Pour Point Analyzer модели серии 30, 50, 70, 70V и 70Х; которые можно приобрести: 11168 Hammersmith Gate, Richmond, В.С. Canada V7A 5H8. В исследовательском отчете 1998 г. была использована модель Pour Point Analyzer 70V; модели 30, 50 и 70 указаны как модели, выпускаемые до 1998 г. Разные модели вышеупомянутых анализаторов различаются по их охлаждающей способности и используемым интерфейсам, однако все они охватывают необходимый диапазон температур. Все модели анализаторов запатентованы.

Используют автоматический аппарат (далее — аппарат) для определения температуры застывания, состоящий из испытательной ячейки с микропроцессорным управлением, обеспечивающим нагревание и охлаждение образца, подачу регулируемого импульса газа (азота) на поверхность образца, обнаружение перемещения поверхности образца с помощью оптических датчиков и регистрацию температуры образца (см. приложение А1). Аппарат специально предназначен для определения самой низкой температуры, при которой наблюдается перемещение поверхностности образца под воздействием импульса.

6.2 Аппарат должен быть оснащен чашкой для образца, системой оптических детекторов, источником света, генератором импульсов давления, цифровым дисплеем, элементом Пельтье и устройством измерения температуры образца.

6.3 Блок импульсного давления включает в себя трубку из нержавеющей стали длиной (250±2) мм, внутренним диаметром (1,1±0,1) мм. Один конец трубки служит входным отверстием, его соединяют с источником постоянного давления. Другой конец трубки является выходным отверстием и должен быть загнут и направлен к центру поверхности образца под острым углом. Расстояние от выходного отверстия до центра поверхности образца должно быть (8±2) мм.

6.4 Элемент Пельтье должен обеспечивать нагревание и охлаждение образца со скоростью (1,5±0,1)°С/мин.

6. 5 Устройство измерения температуры в чашке для образца должно обеспечивать измерение температуры образца в диапазоне от минус 80°С до плюс 70°С с разрешением 0,1°С.

6.6 Аппарат должен быть оснащена фитингами для обеспечения циркуляции воды или другой жидкой охлаждающей среды для отвода тепла, вырабатываемого элементом Пельтье, и другими электронными блоками аппарата.

6.7 Аппарат должен быть оборудован фитингами для обеспечения подачи газообразного азота к генератору импульсов.

6.8 Ультразвуковая баня без нагревания (дополнительное оборудование) с рабочей частотой 25-60 кГц и выходной мощностью не более 100 Вт, размеры которой должны обеспечивать размещение контейнера (контейнеров) в баню, для эффективного рассеивания и удаления пузырьков воздуха и газа из вязких образцов перед анализом. Можно использовать ультразвуковую баню с другой рабочей частотой и выходной мощностью, при этом лаборатория должна подтвердить, что использование такой бани не оказывает значительного влияния на результаты испытаний.

7.1 Охлаждающая жидкость

Водопроводная вода или другая теплообменная жидкость, обеспечивающая отвод тепла, вырабатываемого элементом Пельтье и другими электронными блоками аппарата. Для охлаждения образца в аппарате до температуры минус 60°С необходимо обеспечить температуру циркулирующей охлаждающей жидкости не выше плюс 25°С. Если требуется охлаждение образца до более низкой температуры или температура водопроводной воды выше 25°С, то следует получить данные по характеристикам охлаждения от изготовителя аппарата.

7.2 Осушенный азот

Газообразный азот, точка росы которого ниже самой низкой температуры испытуемого образца (Предупреждение — Сжатый газ. Инертный газ может оказывать удушающее воздействие при вдыхании).

7.3 Устройство для точного дозирования объема, обеспечивающее ввод образца объемом (0,150±0,005) см.

7.4 Ватные палочки с пластиковым стержнем для очистки чашки для образца.

8.1 Отбор проб — по ASTM D 4057 или АSТМ D 4177.

8.2 Пробы очень вязких материалов перед вводом в аппарат можно нагревать до температуры, при которой они будут обладать достаточной текучестью для проведения испытаний. Пробу не следует нагревать без необходимости. Пробу температурой не выше 70°С вводят в чашку для образца.

Примечание 3 — Если проба была нагрета выше указанной температуры, то перед вводом в аппарат ее необходимо охладить до температуры не выше 70°С.

8.3 Для некоторых типов образцов, таких как вязкие смазочные масла, для которых характерно наличие пузырьков вовлеченного воздуха или газа, используют ультразвуковую баню (см. 6.8) без включения нагревателя (при его наличии).

9.1 Готовят аппарат к работе в соответствии с инструкцией изготовителя.

9.2 Подключают систему жидкостного охлаждения и проверяют ее температуру, которая должна соответствовать температуре, установленной в руководстве по эксплуатации аппарата (см. 7.1).

9.3 Устанавливают выключатель питания аппарата в положение «включено».

10.1 Проверяют соблюдение всех требований инструкций по калибровке, проверке и эксплуатации аппарата.

10.2 Для проверки рабочих характеристик аппарата можно использовать пробу с документированной температурой застывания. Альтернативно можно использовать пробу нефтепродукта, которую испытывали при межлабораторном исследовании температуры застывания.

11.1 Чашка для испытания образца должна быть чистой и сухой. При необходимости ее очищают по 11.3.

11.2 Помещают (0,150±0,005) см образца в чашку для испытания. Для ввода образца можно использовать пипетки, шприцы или прецизионные устройства отбора проб. Пробы с предполагаемой температурой застывания выше 36°С или пробы в твердом состоянии при температуре окружающей среды можно нагревать до температуры выше 45°С, но не выше 70°С (см. примечание 4).

11. 3 Очищают чашку для испытания от следов предыдущего образца неабразивными абсорбирующими материалами, например ватными палочками. Также можно использовать очищающие растворители, совместимые с компонентами аппарата. В качестве очищающих растворителей можно использовать нафту (бензин-растворитель), гексан и гептан.

11.4 Повторяют процедуры по 11.2 и 11.3.

11.5 Тщательно отмеряют (0,150±0,005) см пробы в чашку для образца.

11.6 Закрывают и фиксируют крышку испытательной ячейки.

11.7 Следуют инструкциям изготовителя при нагревании пробы.

11.8 Выбирают требуемый интервал температуры для определения температуры текучести — 1°С или 3°С.

11.9 Запускают программу испытания согласно руководству по эксплуатации. Сначала испытуемый образец нагревается в соответствии с 11.7. Затем образец охлаждается с помощью элемента Пельтье со скоростью (1,5±0,1)°С/мин. Аппарат подает импульсы сжатого азота на поверхность образца каждый раз при понижении температуры на 1°С или 3°С в зависимости от выбранного интервала температуры испытания по 11. 8. Образец освещается источником света, а система оптических детекторов контролирует перемещение поверхностности образца при подаче импульса. Испытание будет продолжаться до тех пор, пока приложение импульса сжатого азота не будет вызывать перемещение поверхности образца. Значение температуры, зафиксированной при этом, принимается за температуру потери текучести образца. Значение самой низкой температуры, при которой еще наблюдается перемещение поверхности образца при подаче импульса сжатого азота, регистрируется как температура застывания. Значение температуры застывания должно отображаться в виде целого числа, кратного 1°С или 3°С в зависимости от выбранного интервала испытания.

11.10 Открывают крышку испытательной ячейки и с помощью ватной палочки очищают чашку для образца (см. 11.3).

12.1 Записывают температуру застывания, зарегистрированную по 11.9, и интервал испытания.

13.1 Прецизионность

Прецизионность настоящего метода была определена статистической обработкой результатов межлабораторных исследований [см. сноску 2].

13.1.1 Повторяемость

Расхождение результатов последовательных испытаний, полученных одним и тем же оператором на одной и той же аппаратуре при постоянных рабочих условиях на идентичном испытуемом материале в течение длительного времени при нормальном и правильном выполнении метода, может превышать следующие значения только в одном случае из 20:

Аппарат

Интервал испытания 1°С

Интервал испытания 3°С

модель 70V

1,6°С

2,2°С

модели 30, 50, 70

 2,9°С

 4,1°С

13. 1.2 Воспроизводимость

Расхождение результатов двух единичных и независимых испытаний, полученных разными операторами в разных лабораториях на идентичном испытуемом материале в течение длительного времени при нормальном и правильном выполнении метода, может превышать следующие значения только в одном случае из 20:

Аппарат

Интервал испытания 1°С

Интервал испытания 3°С

модель 70V

3,2°С

3,8°С

модели 30, 50, 70

 6,2°С

 6,3°С

13.2 Смещение

Смещение не определено, поскольку отсутствует стандартный образец, подходящий для определения смещения по настоящему методу.

13.3 Относительное смещение

13.3.1 Значения температуры застывания при интервале температуры 3°С сравнивали с результатами испытаний по ASTM D 97. Для некоторых образцов наблюдалось относительное смещение, которое не имело систематического характера. Можно предположить, что смещение результатов испытаний по сравнению с ASTM D 97/IP 15 может наблюдаться для образцов, которые не были включены в программу межлабораторных исследований 1998 г.

Примечание 4 — В межлабораторном исследовании 1998 г. наблюдали значительные смещения результатов испытаний по двум стандартам для одного образца зимнего дизельного топлива с высоким содержанием серы. При охлаждении в образце образовывались тонкие кристаллы больших размеров, которые можно охарактеризовать как большие пластины. Кристаллы образовывались при контакте образца со стеклом и покрывали наружную поверхность образца. Под тонким слоем кристаллов образец оставался в жидком состоянии с низкой вязкостью. При осторожном обращении образец не застывал, но при грубом обращении наружный поверхностный слой разрушался и образец легко застывал. Если в испытуемом образце наблюдают такое явление, пользователю настоящего метода следует быть внимательным и учитывать различия результатов по двум методам испытаний.

13.3.2 Было исследовано смещение результатов определения температуры застывания с интервалом 1°С по отношению к результатам определения температуры застывания с интервалами 3°С. Наблюдали смещения в среднем 1,1°С.

13.3.2.1 При испытании образца с интервалами 1°С статистические результаты были на 1°С ниже результатов, полученных при испытании с интервалами 3°С. Это происходит из-за установления увеличенного интервала значений температуры и регистрации результатов испытаний. Различия больше чем на 1°С для ряда образцов возникали по другой причине. В программе межлабораторных исследований при определении температуры застывания с интервалами 1°С были получены результаты, значения которых ниже результатов, полученных при испытаниях с интервалами 3°С в среднем на 1,1°С.

13.4 Прецизионность и относительное смещение были получены по результатам программы межлабораторных исследований 1998 г. Участниками был выполнен анализ двух комплектов одинаковых образцов дизельного топлива, пяти комплектов одинаковых базовых масел, трех комплектов одинаковых всесезонных смазочных масел и одного комплекта одинаковых гидравлических масел и жидкостей для автоматических коробок передач в диапазоне температур от минус 51°С до минус 11°С. Девять лабораторий использовали аппараты моделей 30, 50, 70 и шесть лабораторий — аппарат модели 70V. Все испытания выполняли с интервалами 1°С и 3°С. Семь лабораторий использовали ручной аппарат по ASTM D 97. Информация о типах образцов и среднеарифметических значениях их температуры застывания приведена в исследовательских отчетах.

_______________

Подробные данные можно получить в ASTM International Headquarters при запросе исследовательского отчета RR:D02-1312.

Подробные данные можно получить в ASTM International Headquarters при запросе исследовательского отчета RR:D02-1499.

Приложение А1


(обязательное)

А1.1 Испытательная ячейка

Испытательная ячейка должна содержать оптические детекторы, линзу, источник света, чашку для образца, датчик температуры, элемент Пельтье и радиатор, показанные на рисунке А1.1. Крышка испытательной ячейки должна открываться для очистки чашки для образца и ввода новой пробы. После закрывания и фиксирования крышки ячейка становится герметичной. Для обеспечения герметичности между соприкасающимися поверхностями крышки и корпуса ячейки используют уплотнительное кольцо. Воздух, оставшийся в закрытой ячейке, удаляют сухим газом. Система впуска сухого газа и выпуска показана на рисунке А1.1. Для сведения к минимуму отражения света стенки испытательной ячейки должны быть изготовлены из темноокрашенных металлических и пластиковых деталей.

А1.1.1 Чашка для образца

Чашка для образца должна иметь стенки из пластика черного цвета и отполированное до зеркального блеска металлическое дно. Зеркальная поверхность дна служит отражающей поверхностью для света. Элемент Пельтье контролирует перенос тепла через металлическое дно к пробе и отвод тепла от пробы.

А1.1.2 Датчик температуры

Датчик температуры должен обеспечивать считывание значения температуры до 0,1°С и точность не менее 0,2°С. Датчик температуры должен быть встроен в дно чашки для образца и расположен на расстоянии не более 0,1 мм от поверхности дна. Датчик температуры из одиночной платиновой нити обеспечивает точное измерение температуры образца.

А1.1.3 Элемент Пельтье

Элемент Пельтье должен обеспечивать контроль температуры образца в широком диапазоне. Диапазон температур зависит от серии модели аппарата. При охлаждении образца тепло переносится от верхней поверхности элемента Пельтье ко дну чашки. Когда верхняя поверхность элемента Пельтье находится в тепловом контакте с дном чашки для испытания, образец будет охлаждаться. Нижняя часть элемента Пельтье находится в тепловом контакте с радиатором, в котором тепло рассеивается в охлаждающей среде. В процессе нагревания образца происходит обратный процесс.

А1.1.4 Источник света

Источник, обеспечивающий луч света длиной волны (660±10) нм. Источник света должен быть расположен таким образом, чтобы луч света падал на образец под острым углом (см. рисунок А1.1). При этом свет отражается от полированного дна чашки и от поверхности образца. Когда образец является однородной жидкостью, отраженный луч падает на черную крышку ячейки, которая поглощает отраженный свет. При возникновении перемещения поверхности образца отраженный свет рассеивается перемещающейся поверхностностью. Значительное количество рассеянного света падает на линзу (см. рисунок А1.2).

А1.1.5 Оптические детекторы

Для контроля прозрачности образца над линзой располагаются оптические детекторы. Расстояние между оптическими детекторами и линзой регулируют таким образом, чтобы отражение от образца проецировалось на светочувствительную поверхность оптических детекторов. Для охвата зоны отражения используют набор оптических датчиков.

А1.1.6 Компоновка аппарата

Компоновка элементов управления и дисплея может отличаться; пример типичного аппарата представлен на рисунке А1.3.

Примечание А1.1 — Полное описание, подготовка к эксплуатации, инструкции по регулировке и техническому обслуживанию содержатся в руководстве по эксплуатации, поставляемом с каждым прибором.


1 — радиатор с жидкостной или воздушной охлаждающей средой; 2 — элемент Пельтье; 3 — форсунка для подачи импульсов газа; 4 — испытательная ячейка; 5 — газ для продувки; 6 — крышка; 7 — оптические детекторы; 8 — линза; 9 — уплотнительное кольцо; 10 — источник света; 11 — отраженный свет; 12 — чашка для образца; 13 — датчик температуры

Рисунок А1. 1 — Схематическое изображение испытательной ячейки

     


1 — радиатор с жидкостной или воздушной охлаждающей средой; 2 — элемент Пельтье; 3 — форсунка для подачи импульсов газа; 4 — испытательная ячейка; 5 — газ для продувки; 6 — крышка; 7 — оптические детекторы; 8 — линза; 9 — уплотнительное кольцо; 10 — чашка для образца; 11 — датчик температуры; 12 — источник света; 13 — отраженный свет

Рисунок А1.2 — Детектирование перемещения поверхности образца

     

     


1 — крышка испытательной ячейки; 2 — дисплей сообщений; 3 — дисплей светового сигнала; 4 — дисплей температуры образца

Рисунок А1. 3 — Внешний вид аппарата

Приложение ДА


(справочное)

Таблица ДА.1

Обозначение ссылочного стандарта

Степень соответствия

Обозначение и наименование соответствующего межгосударственного стандарта

ASTM D 97


*

ASTM D 4057

NEQ

ГОСТ 31873-2012 «Нефть и нефтепродукты. Методы ручного отбора проб»

ASTM D 4177


*

IP 15


*

* Соответствующий межгосударственный стандарт отсутствует. До его принятия рекомендуется использовать перевод на русский язык данного стандарта.

Примечание — В настоящей таблице использовано следующее условное обозначение степени соответствия стандартов:

— NEQ — неэквивалентные стандарты.

УДК 665.771:536.421.4:006.354

МКС 75.080

Ключевые слова: нефтепродукты, определение температуры застывания, автоматический метод, подача импульсов давления

Температура застывания — Справочник химика 21


из «Химия нефти»

Температура, при которой нефть или нефтепродукт в стандартных условиях теряют подвижность, называется температурой застывания. Нефть и нефтепродукт, из-за многокомпонент-ности состава, не имеют столь четкой точки температуры застывания, как для температуры кристаллизации индивидуальных веществ. Температура застывания нефтей изменяется в довольно широких пределах от —62 до +35 °С. Экстремальные значения температуры застывания имеют малопарафиновая эхабинская нефть (—62°С) и высокопарафиновая тасбулатская нефть (+35 °С). От температуры застывания нефтей и нефтепродуктов зависят условия их транспортировки, хранения и эксплуатации. [c.67]
В химмотологии температуру, при которой в топливе невооруженным глазо.м обнаруживаются кристаллы (твердые углеводороды), называют температурой начала кристаллизации. Температура помутнения — это температура, при которой топливо в условиях испытания начинает мутнеть. Температуру помутнения определяют визуально или оптическим методом. Следует иметь в виду, что если топливо содержит воду, то при охлаждении оно мутнеет из-за выпадения кристаллов льда. [c.68]
Показатели низкотемпературных свойств товарных топлив нормируют. Так, температура застывания топлива марки 3 (зимнее) для быстроходных дизелей должна быть не выше — (35—45)°С, а температура помутнения —(25—35)°С. Самые жесткие ограничения имеют топлива для реактивных двигателей— их температура начала кристаллизации не должна превышать —55 °С. [c.68]
Температуру застывания рекомендуется определять только после термообработки нефти для исключения тепловой предыстории пробы и выявления зависимости ее от химического состава нефти. При определении температуры застывания предварительную термообработку нефти (нефтепродукта) проводят при 50 °С. Эта температура соответствует в среднем температуре плавления твердых углеводородов (парафина), выделенных из различных нефтей. Таким образом, проводя термообработку, мы приводим исходные пробы нефтяных дисперсных систем в одинаково стабильное состояние. [c.68]
Определение проводят согласно ГОСТ 20287—74. Сущность метода заключается в предварительной термообработке пробы анализируемой нефти (нефтепродукта) с последующим охлаждением до температуры, при которой нефть (нефтепродукт) теряет подвижность. [c.69]
Обезвоженную пробу нефти (нефтепродукта) наливают в сухую чистую стеклянную пробирку высотой 160+10 мм и внутренним диаметром 20+1 мм до кольцевой метки (на расстоянии 30 мм от дна пробирки) так, чтобы она не растеклась по стенкам пробирки. Затем в пробирку с помощью пригнанной корковой пробки вставляют соответствующий термометр (по предполагаемой температуре застывания). При этом термометр должен проходить по оси (середине) пробирки, а его резервуар— находиться на расстоянии 8—10 мм от дна пробирки. Неподвижность термометру придает вторая корковая пробка, надетая примерно на середину нижней части термометра. [c.69]
Когда анализируемая нефть (нефтепродукт) примет предполагаемую температуру застывания, прибор наклоняют под углом 45° и выдерживают в таком положении, не вынимая из охлаждающей смеси, в течение 1 мин. Затем прибор вынимают из охлаждающей смеси, быстро вытирают и наблюдают за смещением мениска анализируемой нефти (нефтепродукта). [c.69]
Установив границу температуры застывания анализируемой нефти (нефтепродукта) с точностью до 4°С, определение повторяют, снижая или повышая температуру испытания на 2°С. Исследование продолжают до тех пор, пока мениск нефти (нефтепродукта) не перестанет смещаться. Зафиксированная при этом температура и есть температура застывания анализируемой нефти (нефтепродукта). При повторном (проверочном) испытании при температуре на 2°С выше установленной температуры застывания мениск нефти (нефтепродукта) должен смещаться. [c.70]
Для определения температуры застывания нефти (нефтепродукта) проводят два параллельных испытания. Второе испытание проводят при температуре на 2°С выше установленной в первом испытании. Среднее арифметическое результатов двух параллельных испытаний принимают за температуру застывания анализируемой нефти (нефтепродукта). Расхождения между результатами не должны превышать 2°С. [c.70]

Вернуться к основной статье

Температура застывания нефтепродуктов — Справочник химика 21

    Определение температуры застывания нефтепродуктов (ГОСТ 1533-42) [c.174]

    Депрессаторы, являясь поверхностно-активными веществами по отношению к парафинам, оказывают тормозящее действие на образование новых кристаллических зародышей. В результате образуются компактные кристаллические структуры, не соединенные друг с другом в единую кристаллическую сетку и не способные иммобилизовать всю массу раствора, что сказывается в виде понижения температуры застывания нефтепродукта (но не температуры помутнения). [c.251]


    Температура застывания нефтепродуктов, т. е. температура, при которой нефтепродукты теряют свою текучесть, зависит от их химического состава, и в первую очередь от содержания в них высокомолекулярных парафиновых углеводородов с относительно высокой температурой плавления.[c.174]

    ГОСТ 1533-42, Определение температуры застывания нефтепродуктов. [c.305]

    Таким образом, переход нефтепродуктов из жидкого состояния в твердое совершается не в одной определенной температурной точке, как это характерно для индивидуальных химических соединений, а в интервале температур. Этот переход всегда сопровождается некоторой промежуточной стадией помутнения, а затем загустевания, при которой нефтепродукт постепенно теряет свою подвижность, застывает. Температура застывания нефтепродукта не является их физической характеристикой, а носит условный характер. Тем не менее значение этой условной величины практически очень велико. Циркуляция масла в системе смазки двигателя, а также подача толлива через топливную систему возможны только в том случае, если нефтепродукт находится в жидком состоянии, при загустевании же он теряет текучесть и не прокачивается. Так же велико значение этого показателя при транспорте нефтепродуктов. При использовании многих нефтепродуктов необходимо изучить их поведение при низких температурах и хотя бы приблизительно знать температуру, при которой нефтепродукт начинает терять свойство текучести и застывает. Методы определения температуры помутнения и застывания приведены в табл. 31. [c.174]

    Гидрокаталитическая депарафинизация предназначена для снижения температуры застывания нефтепродуктов, прежде всего дизельных топлив и смазочных масел. Снижение температуры застывания нефтепродуктов достигается путем селективного гидрокрекинга и гидроизомеризации нормальных парафиновых углеводородов на специально разработанных селективных катализаторах. [c.269]

    Температура застывания не является физической константой, но характеризует возможную потерю текучести нефтепродукта в зоне определенных низких температур. Основной фактор, повышающий температуру застывания нефтепродукта,— наличие в нем парафинов и церезинов. Чем больше содержание [c.48]

    Температура застывания нефтепродуктов для транспорта имеет большое существенное значение. Как известно, легко застывающие нефтепродукты чрезвычайно трудно, а порою и невозможно перекачивать по трубопроводам пли опорожнять сливом наполненные ими цистерны. Применение высокозастывающих масел для работающих на зимнем холоде механизмов является весьма серьезным неудобством поэтому рынок всегда требует от производителя указания на температуру застывания того или другого масла [c.70]

    Температура застывания Нефтепродукты Нагревание продукта и последующее его охлаждение с заданной скоростью до температуры, при которой образец остается неподвижным 20287—74 [c.46]


    Справедливость высказанного положения подтверждается общеизвестным фактом повышения температуры застывания нефтепродуктов как после очистки, сопровождающейся удалением смолистых веществ, так и после перегонки с разлол ением, сопровождающейся частичным распадом последних. [c.331]

    Детальное изучение рассматриваемого явления показало, что па повышение температуры застывания нефтепродуктов при термической обработке сильно влияет и величина температуры. [c. 332]

    Температуру застывания нефтепродуктов в пробирках, непосредственно-охлажденных (или нагреваемых) холодильной (или нагревательной) смесью определяют, так называемым, бакинским способом. [c.332]

    Прп испытании применяют термометры двух типов один — ртутный — для определения температуры застывания нефтепродуктов, у которых она пе нилпределами измерений от 4 60 до —80°, градуированный через 1°, для нефтепродуктов с температурой застывания нил е —30°. Термометр укрепляют так, чтобы он проходил по оси пробирки, а его резервуар находился на расстоянии 8—10 мм от ( е дна. [c.334]

    Для создания дизельных топлив, пригодных к применению в условиях низких температур, используют два пути удаляют из топлив высокоплавкие углеводороды (депарафинизация) или вводят депрессорные присадки. Исследования и испытания присадок, понижающих температуру застывания нефтепродуктов, проводятся около 50 лет. В 1931 г. была получена первая эффективная де-прессорная присадка к маслам Парафлоу (продукт взаимодействия нафталина с хлорированным парафином), которая вырабатывается и применяется до настоящего времени.[c.220]

    В зоне АБ состав дисперсионной среды, ее растворяющая способность, концентрация твердой фазы, соотношение в твердой фазе парафинов и асфальтенов так же, как размер и форма частиц дисперсной фазы, оказывают влияние на кинетику структурирования системы, ее структурно-механическую прочность и устойчивость. При сохранении в этой зоне постоянства структурной вязкости устойчивость системы не изменяется. При повышении температуры системы свойства геля изменяются, изменяется его механическая прочность н система приобретает текучие свойства прн температуре, соответствующей температуре застывания нефтепродукта (точка Б) гель переходит в состояние аномальной жидкости. [c.37]

    При определении температуры застывания нефтепродуктов отсчет начала формирования пространственной структуры производят после выдержки системы при необходимых условиях в течение нескольких минут. [c.37]

    Гидрокаталитическая депарафинизация предназначена для снижения температуры застывания нефтепродуктов, прежде всего дизельных топлив и смазочных масел. Снижение температуры засты- [c.321]

    Для снижения температуры застывания нефтепродуктов в дизельном топливе применяется ряд способов  [c.206]

    Как мы указывали выше, смолы являются смесью различных групп соединений, каждая из которых по-разному может влиять на кристаллизацию выделяющихся из нефтяных фракций углеводородов, Кроме того, наличие большого количества смол в нефтях и особенно в мазутах резко увеличивает вязкость среды, что, как известно, затрудняет рост кристаллов. Наконец, смолы являются веществами, понижающими температуру застывания нефтепродуктов. К этому вопросу мы вернемся далее, когда будем рассматривать механизм действия присадок, понижающих температуру застывания масла. [c.102]

    Согласно современным представлениям температура застывания нефтепродуктов, содержащих твердые, кристаллизующиеся парафины, является следствием образования сетки из кристаллов парафина. [c.115]

    Для масел и темных нефтепродуктов контролируется температура застывания, иначе температура потери подвижности жидкости (ГОСТ 1533-42). Переход из жидкого подвижного состояния в неподвижное совершается не при определенной температуре, как это характерно для индивидуальных химических соединений, а сопровождается серией промежуточных стадий нефтепродукт при охлаждении становится все более густым и, наконец, теряет свою подвил(ность. Поэтому термин температура застывания нефтепродуктов носит условный характер. [c.26]

    Наличие твердых углеводородов обусловливает высокую температуру застывания нефтепродуктов и малую подвижность их при низких температурах. Это приводит к затруднениям при использовании нефтепродуктов, особенно смазочных масел, в механизмах, работающих при пониженных температурах. Выделяющиеся при этих условиях твердые углеводороды создают в жидкости кристаллическую сетку она и вызывает потерю подвижности нефтепродукта. Этому же способствуют адсорбция жидкой фазы кристаллами и создание вокруг кристалликов сольватных оболочек. [c.366]

    При механическом перемешивании кристаллическая решетка парафина разрушается и температура застывания нефтепродуктов несколько снижается. Поэтому даже застывшие нефтепродукты после перемешивания могут снова переходить в подвижное состояние и перекачиваться насосами по трубопроводам в определенных тем-пературных условиях. [c.114]

    Вязкость большинства нефтепродуктов незначительна, вследствие чего, выйдя из разрушившихся резервуаров или трубопроводов, они свободно растекаются на большие расстояния, создавая условия для распространения пожара. Поскольку некоторые нефти (например, мангышлакская), а также темные нефтепродукты и масла имеют высокую вязкость при нормальных температурах окружающего воздуха, то прежде чем транспортировать или оставить на хранение, их подогревают, что увеличивает пожарную опасность. Большая вязкость и высокая температура застывания отдельных нефтей и нефтепродуктов затрудняют работу промышленной канализации и аварийных стоков. Температура застывания нефтепродуктов находится в интервале от —80 С (для бензинов) до +150°С (для битумов). [c.16]


    Микробиологические методы снижения температуры застывания нефтепродуктов как у нас в стране, так и за рубежом находятся на стадии лабораторных исследований и испытаний на пилотных установках.[c.4]

    Определение повторяют. Расхождения между параллельными результатами не должны превышать 2°С. За температуру застывания нефтепродукта принимается среднее арифметическое значение двух параллельных определений. [c.38]

    Понижение температуры застывания нефтепродуктов после введения депрессорных присадок зависит от качества и концентрации последних, а также от вязкости и химического состава нефтепродукта. [c.196]

    Влияние добавки крекинг-остатка на температуру застывания нефтепродуктов [c.34]

    Вследствие различной природы потери подвижности требуются различные методы (способы) обработки для понижения температуры застывания нефтепродуктов. Так, температура застывания продуктов, имеющих вязкостную форму застывания, может быть понижена путем удаления перечисленных выше низкоиндексных компонентов. [c.301]

    Количество вводимой присадки зависит от начальной температуры застывания нефтепродукта и можег колебаться от 0,05 до 0,2 %. В результате введения присадки температура застывания нефти или мазута понижается на 20-30 С. [c.945]

    Методика определения температуры застывания нефтепродукта заключается в том, что нефтепродукт предварительно подвергают термической обработке, т. е. нагревают до температуры, при кото рой полностью или частично расплавляются и растворяются в нефтепродукте твердые смолистые вещества и кристаллы парафина. Для нефтепродуктов, богатых смолами и бедных парафинами, предварительный подогрев ведет к понижению температурй застывания, так как смолы, адсорбируясь на кристаллах парафина, препятствуют образованию парафиновой кристаллической решетки. Напротив, температура застывания нефтепродуктов, богатых парафинами, после подогрева повышается. Это объясняется тем, что без термической подготовки жидкая фаза нефтепродукта содержит меньше парафина, так как часть его уже находится в выделившемся состоянии. [c.83]

    Немаловал ное значение для температуры застывания нефтепродуктов имеет наличие смолистых и т. п. поверхностно-активных веществ, которые, адсорбируясь на поверхности кристаллов парафина, задерживают рост и дальнейшее образование их. [c.331]

    Изучение явлений кристаллизации и выпадения парафина привело в последние годы к открытию ряда иоверхностно-активных веществ, понижающих температуру застывания нефтепродуктов (парафлоу, стеарата алюминия и множества других препаратов). [c.331]

    Наиболее целесообразно, по нашему мнению, в качестве такого критерия использовать остаточное содержание н-парафинов в депарафинате, так как температуру застывания нефтепродуктов определяют в основном содержащиеся в них линейные аяканы [2]. [c.139]

    С повышением молекулярной массы нефтепродуктов возрастают ММВ и склонность к формированию ССЕ, что приводит к аномальным явлениям. В северных климатических условиях образование в дизельных топливах неоднородностей может нринципиально изменить свойства. Аналогичные явления могут происходить и в маслах. Переход нефтепродуктов из молекулярного в дисперсное состояние обусловливает расслоение системы на фазы и при особо низких температурах формирование сплошного твердого тела. На практике переход пз свободно-дисперсного в связно-дисиерсное состояние (твердое) оценивают температурой застывания нефтепродуктов. [c.206]

    По способам проведения различают контроль качественный, визуальный и геометрический. При качественном контроле используют физические и химические методы исследования и определяют физические свойства предмета, его химический состав. При визуальном контроле оценивают качество по внешнему виду изделия (однородность, шероховатость поверхности и др.), по оттенку или по цвету (темный, светлый), сравнивая с эталоном. Геометрическим контролем выявляют соответствие требованиям размеров и конфигурации изделий (форма тары, внешний вид бидонов, бочек, их размеры и др.). На нефтепере-рабат з1вающих предприятиях проводят также специальные контрольные операции, например, определяют вязкость или температуру застывания нефтепродуктов.[c.103]

    Температура застывания нефтепродукта не является физической константой, а представляет собой определенную техническую характеристику, по которой судят об эксцлуатационных свойствах данного нефтепродукта. Эта характеристика имеет большое практическое значение при всех товаро-транспортпых операциях при низких температурах, а также при использовании нефтепродуктов в зимних условиях. [c.113]

    Получение низкозастывающих нефтепродуктов имеет большое практическое значение. Температура застывания нефтепродуктов определяет возможность их транспорта, хранения и применения в зимний период времени без подогрева. В случае моторных топлив и масел температура застывания будет определять возможность быстрого запуска двигателя на холоде, что оказывает влияние на экономичность и эффективность автомобильного транспорта. Потеря подвижности нефтепродуктов, полученных из парафинистых и высокопара-финистых нефтей, связана с повышением структурной вязкости, обусловленной образованием во всем объеме жидкости структурной сетки из кристаллов твердых углеводородов.[c.4]

    В лабораторной практике за температуру застывания принимают ту ее точку, при которой нефть теряет свою подвижность в строго определенных условиях. Температура застывания нефти в основном зависит от присутствия высших парафинов, обладапцих высокой температурой плавления, но в значительной мере в от предварительной обработки нефти или ее фракций. Предварительный подогрев проб, относительно богатых смолакш и бедных парафинами, способствует пони-чекии температуры застывания. Нефтепродукты, богатые парафином и бедные смолами, после подогрева повышают температуру застывания. [c.27]

    Температурой застывания нефтепродукта называют ту температуру, при которой нефтепродут в строго стандартных условиях испытания теряет свою подвижность. [c.25]


Технические характеристики моторных масел: свойства, вязкость

Характеристики моторных масел регламентируют стандарты международного уровня.

Вязкость моторного масла

Характеристика определяет способность жидкого материала сопротивляться течению за счет внутреннего трения. Значение рассчитывают при разных условиях, поэтому различают два ее типа:

  • кинематическая вязкость показывает способность материала сопротивляться течению под действием силы тяжести. Измеряется в стоксах (Ст) или в квадратных миллиметрах в секунду (мм2/с). Чаще всего характеристику определяют для температур 40 и 100 °С;
  • динамическая вязкость определяет отношение силы к скорости сдвига. Характеристика показывает способность моторного масла к течению при разных температурах, измеряется в сантипуазах (Сп) или в (Н·с/см2).

Индекс вязкости

Вязкость смазочных материалов меняется обратно пропорционально температуре. При нагревании масла показатель снижается, а при охлаждении – увеличивается. В продуктах разных марок изменение характеристики происходит с различной скоростью. Для измерения динамики существует специальное понятие – индекс вязкости. Чем выше его значение, тем меньше вязкостные свойства материала зависят от температуры. Продукты с большим индексом обеспечивают надежную защиту двигателя в разных климатических условиях. Масла с низким значением показателя эксплуатируются в узком диапазоне температур, так как при нагревании материалы утрачивают смазывающую способность, а при охлаждении быстро густеют.

Температура застывания

Показатель определяют в момент увеличения вязкости масла вплоть до потери текучести. В лабораторных условиях температурой застывания считают нижний предел, при котором жидкость в пробирке под наклоном 45 градусов не стекает в течение 1 минуты и остается неподвижной. Низкотемпературные характеристики масла напрямую зависят от состава, от качества компонентов. В продуктах переработки нефти вязкость возрастает при кристаллизации парафинов нормального строения. Поэтому основа проходит тщательную очистку или химическую модификацию для разветвления структуры компонентов и снижения температуры застывания. Синтетические масла имеют более однородный и прогнозируемый состав, что снижает порог кристаллизации и обеспечивает материалу стабильные свойства на морозе.

Температура вспышки

Величина этой характеристики зависит от вида и количества легколетучих фракций в составе масла. Температура вспышки косвенно указывает на потери масла на угар, испарение через вентиляционную систему картера. Параметр также позволяет оценить риск самопроизвольного воспламенения или взрыва материала при экстремальном нагревании.

Щелочное число (Total Base Number, TBN)

Общая щелочность моторного масла зависит от характеристик диспергирующих и моющих присадок, от антиокислительных свойств материала. Параметр указывает на стойкость продукта к окислению при высоких температурах и давлении в присутствии химически активных сред. От щелочного числа также зависит скорость образования отложений, величина межсервисного интервала. Характеристика определяется в (мг КОН/г). Значения щелочного числа варьируются в широком диапазоне. Выбор зависит от типа топлива, а точнее, от содержания серы, которая является главным окисляющим агентом. Например, в двигателях, работающих на мазуте, требуется высокая степень защиты, поэтому выбирают масло с показателем щелочности до 40 мг КОН/г. Моторы легковых авто работают с материалами 7–15 мг КОН/г.

Зольность

Сульфатная зола образуется при сгорании смазочного материала. Базовые масла очищаются и являются практически беззольными, но присадки вносят в состав нежелательные примеси, такие как магний, кальций, фосфор, цинк и другие. В процессе сгорания веществ на поверхности деталей двигателя образуются отложения, которые способствуют преждевременному воспламенению топливной смеси, то есть повышают детонацию. Зола также загрязняет каталитические нейтрализаторы выхлопных газов, сажевые фильтры. Соответственно, чем ниже показатель, тем меньше отложений на деталях.

Стандарты и спецификации

SAE J300

Классификация вязкостно-температурных свойств смазывающих материалов SAE J300 разработана американским обществом автомобильных инженеров Society of Automotive Engineers. Система делит масла на два типа: летние и зимние (маркировка W – winter). Для материалов, предназначенных для эксплуатации при низких температурах, дополнительно регламентируют предел прокачиваемости (тест MRV – Mini Rotary Viscometer) и проворачиваемости (CCS – Cold Cranking Simulator) коленвала. Для летних сортов определяют прочность на сдвиг при экстремальном нагревании (тест HTHS – High Temperature High Shear Rate). Класс вязкости по SAE J300 указывает на диапазон температур эксплуатации конкретной марки моторного масла. Обозначение всесезонных сортов сочетает два показателя: зимний и летний. Например, 5W-40.

Классы вязкости зимних моторных масел SAE J300

 

Низкотемпературная вязкость

Высокотемпературная вязкость

Класс

вязкости

SAE

CCS, МПа-с. Max, при темп.,°С

MRV, МПа-с, Max, при темп.,°С

Кинематическая вязкость, мм2/с при 100 °С

HTHS, МПа-с. Min при 150 °С и 10Л6 с-1,

 

 

 

Min

Max

0W

3250 при -30

30000 при -35

3,8

5W

3500 при -25

30000 при -30

3,8

10W

3500 при -20

30000 при -25

4,1

15W

3500 при -15

30000 при -20

5,6

20W

4500 при -10

30000 при -15

5,6

25W

6000 при -5

30000 при -10

9,3

Классы вязкости летних моторных масел SAE J300

Класс вязкости SAE

Высокотемпературная вязкость

Кинематическая вязкость, мм2/с при 100 °С

HTHS, МПа-с. Min при 150 °С и 10Л6 с-1,

Min

Max

8

4,0

6,1

1,7

12

5,0

7,1

2,0

16

6,1

8,2

2,3

20

6,9

9,3

2,6

30

9,3

12,5

2,9

40

12,5

16,3

2,9*

40

12,5

16,3

3,7**

50

16,3

21,9

3,7

60

21,9

26,1

3,7

* Для классов 10W40, 5W40, 10W40.

** Для классов 15W40, 20W40, 25W40, 40.

API

Классификация разработана специалистами American Petroleum Institute (API) совместно с American Society for Testing and Materials (ASTM) и Society of Automobile Engineers (SAE). Система опирается на эксплуатационные характеристики моторных масел и устанавливает стандарты для бензиновых, дизельных, двухтактных моторов и трансмиссий. По API смазочные материалы делятся на три категории:

  • S – Service (spark ignition). Категория включает масла для бензиновых двигателей легковых автомобилей;
  • C – Commercial (compression ignition). В нее включена продукция для дизельных двигателей;
  • EC – Energy Conserving. Категория описывает энергосберегающие масла.

Классификация материалов внутри категорий начинается с буквы А (SA, SB, SC…) и далее в алфавитном порядке. Каждая последующая марка может использоваться в двигателях, для которых рекомендованы предыдущие. Категории с SA до SG являются устаревшими. Знак SH маркируют только в качестве дополнения к C. Начиная с SJ все категории действующие, а SN считается высшей на сегодняшний день. Марки масел с API CA до API CG-4 признаны устаревшими. Остальные категории действующие, высшей является API CK-4.

ILSAC

Классификация международного комитета по стандартизации и апробации моторных масел ILSAC (INTERNATIONAL LUBRICANTS STANDARDISATION AND APPROVAL COMMITTEE) – это результат совместного труда американской ассоциации American Automobile Manufacturers Association (AAMA) и японских специалистов Japan Automobile Manufacturers Association (JAMA). Стандарт устанавливает требования к смазочным материалам для бензиновых двигателей легковых автомобилей. Знак ILSAC получают масла с высокими показателями экономии топлива, энергосбережения, фильтруемости в условиях низких температур. Для продуктов характерна низкая испаряемость, стойкость к вспениванию и сдвигу, минимальное содержание фосфора. Категории моторных масел по ILSAC:

GF-1. Устаревшая спецификация с минимально допустимыми требованиями к качеству материалов для японских и американских автомобилей. Категория охватывает масла классов SAE: 0W-30, -40, -50, -60, 10W-30, -40, -50, -60 и 5W-30, -40, -50, -60. Спецификация соответствует EC-II и API SH;

GF-2. Соответствует EC-II и API SJ. Категория включает все марки масел GF-1 и дополнительно 0W-20, 5W-20. Строгие ограничения по содержанию фосфора, улучшенные низкотемпературные свойства, стойкость к пенообразованию и образованию отложений;

GF-3. Соответствует EC-II и API SL. Улучшены противоизносные и противоокислительные свойства, снижена испаряемость, увеличены показатели экономии топлива, стабильности вязкостных свойств. Спецификация устанавливает строгие требования к долгосрочным последствиям влияния моторных масел на системы нейтрализации выхлопных газов;

GF-4. Соответствует API SM. Масла проходят испытания на топливную экономичность. Категория включает классы вязкости SAE: 0W-20, 5W-20, 5W-30, 10W-30. Улучшены моющие и противоизносные свойства, снижен риск образования отложений. Содержание фосфора – не более 0,08 %;

GF-5. Соответствуют API SM с жесткими требованиями к совместимости к системам катализаторов, к топливной экономичности, к испаряемости, к стойкости к образованию отложений. Спецификация устанавливает параметры совместимости с эластомерами, защиту систем турбонаддува, возможность применения биотоплива.

Знание основных характеристик необходимо для грамотного выбора моторного масла.

Дополнительная информация о маслах | Neste

Основные понятия

Плотность

Под плотностью понимается соотношение массы и объема. Для масел обычно приводится ее значение в кг/м3 при температуре +15 °C или +20 °C. Плотность смазочных масел варьируется от 700 до 950 кг/м3 в зависимости от качества базового масла, густоты и присадок.

Вязкость

Чем гуще жидкость, тем выше ее вязкость. Единицей измерения вязкости смазочных масел обычно является cSt (сантистокс)= мм2/с (система SI) или cP (сантипуаз) = mPas (система Si).  Вместе с любой единицей вязкости всегда должна указываться температура. Вязкость всех масел сильно падает при повышении температуры. Вязкость обычного моторного масла SAE 10W при температуре -20 °C может составлять 2000 cP, но при нагреве до +100 °C вязкость падает до 5,2 cSt.

Индекс вязкости

Индекс вязкости (ИВ) характеризует свойства жидкости сохранять вязкость в в широком диапазоне температур. Чем подвижней становится жидкость при нагреве, тем ниже индекс вязкости. ИВ сезонных моторных масел составляет около 95-110, всесезонных — даже свыше 200.

Температура вспышки

Температура вспышки отражает степень огнеопасности жидкости. Температура вспышки — это температура, при которой происходит выделение такого количества горючих паров, которое может вызвать вспышку при поднесении открытого огня, но сама жидкость при этом не горит.

Температура воспламенения

Температура воспламенения — это температура, при которой газы, испаряющиеся из нагретой в открытом тигле жидкости, горят после поднесения открытого огня не менее пяти секунд. Температура воспламенения обычно выше температуры вспышки на 10-50 °C.

Температура застывания

При снижении температуры масло густеет. При определенной температуре оно перестает течь под силой собственной тяжести. Эту температуру называют температурой застывания. Температура застывания зависит, в частности, от вязкости масла и химической структуры. У парафиновых масел застывание происходит из-за находящегося в составе масла парафина, который образует кристаллы. Чем больше масло остывает, тем крупнее становятся кристаллы, в итоге создавая в масле сеть, которая препятствует течению.   

Щелочной резерв

При работе двигателя в масло попадают кислотные соединения, которые появляются в процессе горения топлива. Их необходимо нейтрализовать, чтобы воспрепятствовать коррозии металлических деталей. Для этого в масло добавляют присадки, которые создают щелочной резерв. Его величину выражают общим щелочным числом (TBN).

Температура текучести

Минимальная рабочая температура трансмиссионных масел, при которой масло сохраняет текучесть.

Аппарат для определения температуры застывания нефтепродуктов АТЗ-01 (ГОСТ 20287 метод Б)

Метод работы с аппаратом АТЗ — 01: пробирку с подготовленной пробой нефтепродукта помещают в охлаждающую камеру аппарата, в которой установлена температура, на 10°С ниже предполагаемой температуры застывания.

Как только температура продукта достигнет температуры, на 6°С выше установленной температуры камеры, пробирку вместе с камерой наклоняют под углом 45° и держат в таком положении в течении минуты.

Если жидкость остается неподвижной, начинают с заданной скоростью повышать температуру продукта. При этом через каждые 2°С пробирку с пробой наклоняют и проверяют текучесть жидкости, определяя таким образом температуру, при которой продукт приобретает подвижность. Состояние подвижности и неподвижности продукта определяется аппаратом автоматически без извлечения пробирки.

Аппарат АТЗ 01 автоматически выполняет следующие функции:

• охлаждение и нагревание пробы по заданной программе;
•  контроль температуры продукта и охлаждающей камеры;
•  контроль за изменением состояния продукта;
• фиксацию температуры начала кристаллизации и вывод этих данных на дисплей;
• возможность передачи данных на компьютер в реальном масштабе времени для отображения процесса в графическом виде.

Гарантия 2 года.

Компания АналитПромПрибор поставляет Дефектоскоп электроискровой Аппарат для определения температуры застывания нефтепродуктов АТЗ-01 по всей России: Москва, Санкт-Петербург, Екатеринбург, Саратов. Амурск, Ангарск, Архангельск, Астрахань, Байкальск, Балаково, Балтийск, Барнаул, Белгород, Бийск, Брянск, Воронеж, Великий Новгород, Владивосток, Владикавказ, Владимир, Волгоград, Волгодонск, Вологда, Железногорск, Звенигород, Иваново, Ижевск, Йошкар-Ола, Казань, Калининград, Калуга, Кемерово, Киров, Кострома, Краснодар, Красноярск, Курск, Липецк, Магадан, Магнитогорск, Мичуринск, Мурманск, Муром, Набережные Челны, Нальчик, Новокузнецк, Нарьян-Мар, Новороссийск, Новосибирск, Нефтекамск, Нефтеюганск, Новочеркасск, Новый Оскол, Нижнекамск, Норильск, Нижний Новгород, Обнинск, Омск, Орёл, Оренбург, Оха, Пенза, Пермь, Петрозаводск, Петропавловск-Камчатский, Псков, Ржев, Ростов, Рязань, Самара, Саранск, Смоленск, Сочи, Сыктывкар, Таганрог, Тамбов, Тверь, Тобольск, Тольятти, Томск, Тула, Тюмень, Ульяновск, Уфа, Ханты-Мансийск, Чебоксары, Челябинск, Череповец, Элиста, Ярославль и другие города.

Компания АналитПромПрибор осуществляет доставку оборудования по всем городам Казахстана: Алматы,Шымкент, Тараз, Кызылорда, Актау, Атырау, Актобе, Уральск, Костанай, Кокшетау, Петропаловск, Астана, Караганда, Павлодар, Семей, Усть-Каменогорск.

Цена на Аппарат для определения температуры застывания нефтепродуктов АТЗ-01 соответствует цене производителя. Для того чтобы купить Аппарат для определения температуры застывания нефтепродуктов АТЗ-01 необходимо в произвольной форме прислать заявку на электронную почту

Определение температуры застывания и стандарты испытаний

Что такое температура застывания?

Температура застывания — это самая низкая температура, при которой масло течет в указанном лабораторном испытании. В частности, температура застывания на 3 ℃ (5 ℉) выше температуры, при которой масло не проявляет движения, когда контейнер с лабораторным образцом удерживается горизонтально в течение 5 секунд.

Температура застывания является показателем низкотемпературных свойств масла. Но мы не должны выбирать смазочный продукт, основываясь только на его температуре застывания.Температура помутнения также является очень важным фактором при выборе смазочного материала для любого применения. Точка помутнения — это приблизительно низкая температура, при которой масло становится мутным из-за образования кристаллов парафина в масле. ASTM D97 (ISO 3016 или IP 15) охватывает стандартные методы измерения температуры застывания нефтепродуктов. Кроме того, для определения точки помутнения используется несколько методов, в том числе ASTM D5772.

Как измерить температуру застывания смазочных материалов?
  • Seta Cloud and Pour Point Bath создают необходимую холодную ванну для жидкости, чтобы довести ее до необходимой стадии.
  • Утилизирует ток и с помощью присутствующих в них кондиционеров и пар. Они охлаждают жидкости.
  • Они занимают четыре контрольные позиции.
  • Могут работать в диапазоне температур от 9°C до -69°C.
  • Оборудование определяет минимальную безопасную рабочую температуру.
  • Ванна вмещает четыре рубашки и стальную крышку, а также сливной кран.

Методы:

Наиболее распространенные методы определения температуры застывания продукта:

  1. D97 – Температура застывания нефтепродуктов
  2. D5853 – Температура застывания сырой нефти
  3. D5949 – Температура застывания нефтепродуктов (метод автоматического импульсного измерения давления)

Измерение температуры застывания нефтепродуктов

Ручной метод:

ASTM D97, Стандартный метод определения температуры застывания сырой нефти.Образец охлаждают в охлаждающей ванне для образования кристаллов парафинового воска. Примерно на 9 °C выше ожидаемой температуры застывания и на каждые последующие 3 °C сосуд для испытаний вынимают и наклоняют для проверки движения поверхности. Когда образец не течет при наклоне, банку держат горизонтально в течение 5 с. Если он не течет, к соответствующей температуре добавляют 3 °C, в результате чего получается температура застывания.

Автоматический метод:

ASTM D5949, Стандартный метод определения температуры застывания нефтепродуктов (метод автоматического измерения пульсации давления) является альтернативой ручному испытанию.Он использует автоматический прибор и выдает результаты температуры застывания в формате, аналогичном ручному методу (ASTM D97) при температуре 3 °C.

В соответствии с ASTM D5949 испытуемый образец нагревают, а затем охлаждают с помощью устройства Пельтье со скоростью 1,5±0,1 °C/мин. С интервалом 1 °C или 3 °C на поверхность образца подается импульс сжатого газа под давлением. Несколько оптических детекторов непрерывно контролируют движение образца. Самая низкая температура, при которой обнаруживается движение на поверхности образца, является температурой застывания.

Что такое депрессорная присадка?

Депрессант температуры застывания представляет собой добавку (полимер), которая позволяет маслам и смазочным материалам течь при очень низких температурах без образования тяжелого парафина при этих низких температурах и позволяет маслу оставаться пригодным для перекачки (текучим). Они обычно используются в парафиновых базовых маслах в тех случаях, когда возможны чрезвычайно низкие температуры запуска машин. В большинстве парафиновых моторных масел используются депрессоры температуры застывания. Депрессорные присадки работают как модификаторы и изменяют поверхность раздела между кристаллизованным парафином и маслом.

Температура застывания различных смазочных материалов и масел

Температура застывания для сырой нефти находится в диапазоне от 32 °C до ниже -57 °C (от 90 °F до ниже -70 °F). Некоторые типичные значения температуры застывания приведены ниже в таблице:

Жидкость Температура застывания
Всесезонное моторное масло -35 град. С
Сезонное моторное масло -23 град. С
Турбинное масло -18 град.С
Синтетический сложный эфир полиола -32 град. С
Касторовое масло -33 град. С
Кокосовое масло 21 град. С
Арахисовое масло 3 град. С
Горчичное масло -18 град. С
Подсолнечное масло -18 град. С
Оливковое масло -9 град. С
Керосин -69 град.С

Таблица: Типичные значения температуры застывания для масел

Типичные свойства широко используемых классов синтетических смазочных материалов (масел).
Смазочные материалы Термическая стабильность, (°C) Удельный вес при 20°C Температура вспышки (°C) Температура застывания (°C)
Минеральные масла 135 0.86 105 −57
Диэфиры 210 0,9 230 −60
Сложные эфиры неопентилполиолов 230 0,96 250 −62
Эфиры фосфорной кислоты 240 1,09 180 −57
Сложные эфиры силикатов 250 0,89 185 −65
Дисилоксаны 230 0. 93 200 −70
Силиконы
Фенилметил 280 1,03 260 −70
Фтор 260 1,2 290 −50
Полифениловые эфиры
4P-3E 430 1,18 240 −7
5P-4E 430 290 +4
Перфторполиэфиры
Фомблин Ю.Р. 370 1.92 нет −30
Фомблин Z-25 370 1,87 нет −67

Адаптировано из ПРИНЦИПЫ И ПРИМЕНЕНИЕ ТРИБОЛОГИИ, Бхарат Бхушан, 2013 г.

Из-за присутствия высокомолекулярных компонентов, таких как воск, асфальтены и смола, тяжелая и сверхтяжелая сырая нефть обычно имеет более высокие температуры застывания. Температура застывания жидкости может быть улучшена за счет использования депрессорных присадок, таких как полиметакрилаты, алкилированный воск укропа, алкилированный воск нафталина и т. д.

Каталожные номера:

Произошла ошибка при настройке пользовательского файла cookie

Этот сайт использует файлы cookie для повышения производительности. Если ваш браузер не принимает файлы cookie, вы не можете просматривать этот сайт.


Настройка браузера для приема файлов cookie

Существует множество причин, по которым файл cookie не может быть установлен правильно. Ниже приведены наиболее распространенные причины:

  • В вашем браузере отключены файлы cookie. Вам необходимо сбросить настройки браузера, чтобы принять файлы cookie, или спросить вас, хотите ли вы принимать файлы cookie.
  • Ваш браузер спрашивает, хотите ли вы принимать файлы cookie, и вы отказались. Чтобы принять файлы cookie с этого сайта, нажмите кнопку «Назад» и примите файл cookie.
  • Ваш браузер не поддерживает файлы cookie. Попробуйте другой браузер, если вы подозреваете это.
  • Дата на вашем компьютере в прошлом. Если часы вашего компьютера показывают дату до 1 января 1970 г., браузер автоматически забудет файл cookie. Чтобы это исправить, установите правильное время и дату на своем компьютере.
  • Вы установили приложение, которое отслеживает или блокирует установку файлов cookie. Вы должны отключить приложение при входе в систему или проконсультироваться с системным администратором.

Почему этому сайту требуются файлы cookie?

Этот сайт использует файлы cookie для повышения производительности, запоминая, что вы вошли в систему, когда переходите со страницы на страницу. Предоставить доступ без файлов cookie потребует от сайта создания нового сеанса для каждой посещаемой вами страницы, что замедляет работу системы до неприемлемого уровня.


Что сохраняется в файле cookie?

Этот сайт не хранит ничего, кроме автоматически сгенерированного идентификатора сеанса в файле cookie; никакая другая информация не фиксируется.

Как правило, в файле cookie может храниться только та информация, которую вы предоставляете, или выбор, который вы делаете при посещении веб-сайта. Например, сайт не может определить ваше имя электронной почты, если вы не решите ввести его. Разрешение веб-сайту создавать файлы cookie не дает этому или любому другому сайту доступ к остальной части вашего компьютера, и только сайт, создавший файл cookie, может его прочитать.

Высокотемпературная и битумная сырая нефть и конденсаты | Journal of Petroleum Technology

Резюме

На добычу и транспортировку нефти и газа может существенно повлиять отложение парафинов и асфальтенов в трубах, насосах, сосудах и трубопроводах пластовой породы. Для решения эксплуатационных проблем, вызванных этими отложениями, был разработан широкий спектр решений. Приведены полевые примеры проблем и решений.

Введение

Контроль содержания парафинов и асфальтенов может быть дорогим и сложным на месторождениях, где преобладают отложения этих материалов.Проблема отложения парафина может варьироваться от очень незначительной до чрезвычайно серьезной в зависимости от содержания парафина в сырой нефти, температуры помутнения и застывания нефти, а также рабочей температуры. В случаях, когда содержание парафина высокое, затраты на контроль парафина значительны. В местах, где содержание парафина намного ниже, стоимость меньше, но проблема остается неприятной при эксплуатации.

Проблемы с асфальтенами также сильно различаются в зависимости от состава сырой нефти, давления и температурных условий.В прошлом асфальтены играли значительную роль в истории добычи и экономике в таких случаях, как глубокие горизонты (Зона D-7) на месторождении Вентура, Калифорния.

О проблемах с парафином в НКТ, штанговых насосах и наземном оборудовании сообщалось еще в 1920-х годах. Значительные проблемы с парафином возникли за пределами США в районе Шэнли в Китае, в Индии и в России. Многие устройства, химические вещества и методы были предложены и использовались, как успешно, так и безуспешно, для лечения этих проблем.

Приводятся примеры полевых проблем и методов, выбранных Shell в США для решения этих проблем. примерно до C40 H82) в смеси с другими органическими и неорганическими материалами. Содержание парафина достигает 50% (Альтамонт, Юта) в некоторых видах сырой нефти и всего 1% (Южная Луизиана) в других. Парафиновый воск в нефти Альтамонт обычно имеет высокое число атомов углерода (от 40 до 60).

Растворимость парафинов в сырой нефти зависит от химического состава сырой нефти, давления и температуры. Парафин начнет кристаллизоваться из раствора, как только будет достигнута равновесная температура и давление (точка помутнения). Отложения парафина часто начинаются на поверхностях более холодных, чем жидкость. Вязкость сырой нефти увеличивается из-за присутствия кристаллов парафина, и при достаточном снижении температуры сырая нефть становится очень вязкой (температура застывания). Кривые зависимости вязкости от температуры показаны на рис. 1 для сырой нефти Альтамонт и Мичиган. Вязкость сырой нефти имеет ньютоновский характер до тех пор, пока не начинают формироваться кристаллы парафина (рис. 1), а затем, при понижении температуры, ведет себя неньютоновским образом. Второе отклонение кривой является результатом большого количества кристаллов, присутствующих в области температуры застывания сырой нефти. Сырая нефть с высокой температурой застывания обычно имеет температуру застывания от 60 до 125 град. F и может быть твердым при комнатной температуре (80 град.Ф). Температура помутнения нефти Альтамонт достигает 170 градусов. F.

Температура помутнения может быть определена методом ASTM D-97-57, а температура застывания — методом ASTM D-97-66. Процедуры испытаний для изучения влияния диспергаторов, растворителей и покрытий на отложение парафина также были описаны Хантом и Джордой.

Вязкость парафинистой нефти зависит от вязкости нефтяной фазы и состояния агломерации любых присутствующих кристаллов парафина. Фиг.2 представляет собой микрофотографию, показывающую образование кристаллов парафина в сырой нефти Альтамонт.

Re: мгновенная температура застывания не обрабатывается

Дуг, насколько я понимаю, вы используете растр поверхности ЦМР, обрезанный до размера озера (6000 x 3500 м), в качестве «входного растра точки застывания или данных объектов» для инструмента «Привязка точки застывания»? Я не уверен, что это сработает для того, что вы пытаетесь создать.

Если ваша цель состоит в том, чтобы создать водораздел для озера, я бы пошел по этому пути. Я продемонстрирую процесс на примере озера в Стоу, штат Вермонт.

— Это пример озера, для которого требуется водораздел

— Начните с входного растра поверхности ЦМР.

1) Запустите инструмент «Заливка», чтобы удалить любые провалы или дефекты. Результатом является заполненный растр поверхности.

2) Запустите инструмент Направление потока на растре заполненной поверхности, чтобы создать растр направления потока D8.

3) Запустите инструмент Flow Accumulation, используя растр D8 Flow Direction Raster в качестве входных данных, чтобы создать D8 Flow Accumulation Raster. Через ваше озеро должны проходить ячейки скопления большого стока (здесь образуются ручьи).Добавив некоторую прозрачность к выходному растру Flow Accumulation, мы можем увидеть, что ячейки с высоким скоплением стока (показаны белым цветом) текут через озеро.

4) Создайте новый класс точечных объектов рядом с нижней частью вашего озера, который мы предоставим в качестве входных данных для инструмента привязки точек устья. Использование точки ниже по течению создало бы водораздел для всего озера, включая все регионы, впадающие в озеро.

5) Используйте инструмент мгновенной точки застывания. Входные данные характеристик точки застывания — это точка, которую вы только что создали.Входной растр накопления — это растр накопления стока, созданный с помощью инструмента накопления стока. Обеспечьте консервативное расстояние поиска, приблизительно измерив расстояние между созданной вами точкой и ячейкой с высоким скоплением потока. В этом случае я буду использовать 200 метров.

6) Запустите инструмент Watershed. Входной растр направления потока D8 — это растр направления потока D8, а входные данные точки застывания — это выходная привязка точки застывания, созданная инструментом привязки точки застывания.Это создает водораздел для всего озера. Примените некоторую прозрачность к выходному водоразделу, чтобы увидеть области, охваченные водоразделом, включая все озеро.

. Надеюсь, это ответит на ваш вопрос.

Спасибо,
Нирадж

Стандартный метод определения температуры застывания сырой нефти

Лицензионное соглашение ASTM

ВАЖНО — ВНИМАТЕЛЬНО ПРОЧИТАЙТЕ ЭТИ УСЛОВИЯ ПЕРЕД ВХОДОМ В ЭТОТ ПРОДУКТ ASTM.
Приобретая подписку и нажимая на это соглашение, вы вступаете в контракт, и подтверждаете, что прочитали настоящее Лицензионное соглашение, что вы понимаете его и соглашаетесь соблюдать его условия. Если вы не согласны с условиями настоящего Лицензионного соглашения, немедленно покиньте эту страницу, не входя в продукт ASTM.

1.Право собственности:
Этот продукт защищен авторским правом, как компиляции и в виде отдельных стандартов, статей и/или документов («Документы») ASTM («ASTM»), 100 Barr Harbour Drive, West Conshohocken, PA 19428-2959 USA, за исключением случаев, когда прямо указано в тексте отдельных документов. Все права защищены. Ты (Лицензиат) не имеет прав собственности или иных прав на Продукт ASTM или Документы.Это не продажа; все права, право собственности и интерес к продукту или документам ASTM (как в электронном, так и в печатном виде) принадлежат ASTM. Вы не можете удалять или скрывать уведомление об авторских правах или другое уведомление, содержащееся в Продукте или Документах ASTM.

2. Определения.

A. Типы лицензиатов:

(i) Индивидуальный пользователь:
один уникальный компьютер с индивидуальным IP-адресом;

(ii) Одноместный:
одно географическое местоположение или несколько объекты в пределах одного города, входящие в состав единой организационной единицы, управляемой централизованно; например, разные кампусы одного и того же университета в одном городе управляются централизованно.

(iii) Multi-Site:
организация или компания с независимое управление несколькими точками в одном городе; или организация или компания, расположенная более чем в одном городе, штате или стране, с центральным управлением для всех местоположений.

B. Авторизованные пользователи:
любое лицо, подписавшееся к этому Продукту; если Site License также включает зарегистрированных студентов, преподавателей или сотрудников, или сотрудник Лицензиата на Одном или Множественном Сайте.

3. Ограниченная лицензия.
ASTM предоставляет Лицензиату ограниченное, отзывная, неисключительная, непередаваемая лицензия на доступ посредством одного или нескольких авторизованные IP-адреса и в соответствии с условиями настоящего Соглашения использовать разрешенных и описанных ниже, каждого Продукта ASTM, на который Лицензиат подписался.

А.Специальные лицензии:

(i) Индивидуальный пользователь:

(a) право просматривать, искать, извлекать, отображать и просматривать Продукт;

(b) право скачивать, хранить или распечатывать отдельные копии отдельных Документов или частей таких Документов исключительно для собственного использования Лицензиатом. То есть Лицензиат может получить доступ к электронному файлу Документа (или его части) и загрузить его. Документа) для временного хранения на одном компьютере в целях просмотра и/или печать одной копии документа для личного пользования.Ни электронный файл, ни единственный печатный отпечаток может быть воспроизведен в любом случае. Кроме того, электронный файл не может распространяться где-либо еще по компьютерным сетям или иным образом. Это электронный файл нельзя отправить по электронной почте, загрузить на диск, скопировать на другой жесткий диск или в противном случае разделены. Одна печатная копия может быть распространена среди других только для их внутреннее использование в вашей организации; его нельзя копировать.Индивидуальный загруженный документ иным образом не может быть продана или перепродана, сдана в аренду, сдана в аренду, одолжена или сублицензирована.

(ii) Односайтовые и многосайтовые лицензии:

(a) право просматривать, искать, извлекать, отображать и просматривать Продукт;

(b) право скачивать, хранить или распечатывать отдельные копии отдельных Документов или частей таких Документов для личных целей Авторизованного пользователя. использовать и передавать такие копии другим Авторизованным пользователям Лицензиата в компьютерной сети Лицензиата;

(c) если образовательное учреждение, Лицензиату разрешается предоставлять печатная копия отдельных Документов отдельным учащимся (Авторизованные пользователи) в классе по месту нахождения Лицензиата;

(d) право отображать, загружать и распространять печатные копии Документов для обучения Авторизованных пользователей или групп Авторизованных пользователей.

(e) Лицензиат проведет всю необходимую аутентификацию и процессы проверки, чтобы гарантировать, что только авторизованные пользователи могут получить доступ к продукту ASTM.

(f) Лицензиат предоставит ASTM список авторизованных IP-адреса (числовые IP-адреса домена) и, если многосайтовый, список авторизованных сайтов.

Б.Запрещенное использование.

(i) Настоящая Лицензия описывает все разрешенные виды использования. Любой другой использование запрещено, является нарушением настоящего Соглашения и может привести к немедленному прекращению действия настоящей Лицензии.

(ii) Авторизованный пользователь не может производить этот Продукт, или Документы, доступные любому, кроме другого Авторизованного Пользователя, будь то по интернет-ссылке, или разрешив доступ через его или ее терминал или компьютер; или другими подобными или отличными средствами или договоренностями.

(iii) В частности, никто не имеет права передавать, копировать, или распространять любой Документ любым способом и с любой целью, за исключением случаев, описанных в Разделе 3 настоящей Лицензии без предварительного письменного разрешения ASTM. Особенно, за исключением случаев, описанных в Разделе 3, никто не может без предварительного письменного разрешения ASTM: (a) распространять или пересылать копию (электронную или иную) любой статьи, файла, или материал, полученный из любого продукта или документа ASTM; (b) воспроизводить или фотокопировать любые стандарт, статья, файл или материал из любого продукта ASTM; в) изменять, видоизменять, приспосабливать, или переводить любой стандарт, статью, файл или материал, полученный из любого продукта ASTM; (d) включать любой стандарт, статью, файл или материал, полученный из любого продукта ASTM или Документировать в других произведениях или иным образом создавать любые производные работы на основе любых материалов. получено из любого продукта или документа ASTM; (e) взимать плату за копию (электронную или иным образом) любого стандарта, статьи, файла или материала, полученного из любого продукта ASTM или Документ, за исключением обычных расходов на печать/копирование, если такое воспроизведение разрешено по разделу 3; или (f) систематически загружать, архивировать или централизованно хранить существенные части стандартов, статей, файлов или материалов, полученных из любого продукта ASTM или Документ.Включение печатных или электронных копий в пакеты курсов или электронные резервы, или для использования в дистанционном обучении, не разрешено настоящей Лицензией и запрещено без Предварительное письменное разрешение ASTM.

(iv) Лицензиат не может использовать Продукт или доступ к Продукт в коммерческих целях, включая, помимо прочего, продажу Документов, материалы, платное использование Продукта или массовое воспроизведение или распространение Документов в любой форме; а также Лицензиат не может взимать с Авторизованных пользователей специальные сборы за использование Продукт сверх разумных расходов на печать или административные расходы.

C. Уведомление об авторских правах . Все копии материала из ASTM Продукт должен иметь надлежащее уведомление об авторских правах от имени ASTM, как показано на начальной странице. каждого стандарта, статьи, файла или материала. Сокрытие, удаление или изменение уведомление об авторских правах не допускается.

4. Обнаружение запрещенного использования.

A. Лицензиат несет ответственность за принятие разумных мер для предотвращения запрещенного использования и незамедлительного уведомления ASTM о любых нарушениях авторских прав или запрещенное использование, о котором Лицензиату стало известно. Лицензиат будет сотрудничать с ASTM при расследовании любого такого запрещенного использования и предпримет разумные шаги для обеспечения прекращение такой деятельности и предотвращение ее повторения.

B. Лицензиат должен прилагать все разумные усилия для защиты Продукт от любого использования, не разрешенного настоящим Соглашением, и уведомляет ASTM о любом использовании, о котором стало известно или о котором было сообщено.

5. Постоянный доступ к продукту.
ASTM резервирует право прекратить действие настоящей Лицензии после письменного уведомления, если Лицензиат существенно нарушит условия настоящего Соглашения.Если Лицензиат не оплачивает ASTM какую-либо лицензию или абонентской платы в установленный срок, ASTM предоставит Лицензиату 30-дневный период в течение что бы вылечить такое нарушение. Для существенных нарушений период устранения не предоставляется связанные с нарушениями Раздела 3 или любыми другими нарушениями, которые могут привести к непоправимым последствиям ASTM. вред. Если подписка Лицензиата на Продукт ASTM прекращается, дальнейший доступ к онлайн-база данных будет отклонена.Если Лицензиат или Авторизованные пользователи существенно нарушают настоящую Лицензию или запрещать использование материалов в любом продукте ASTM, ASTM оставляет за собой право право отказать Лицензиату в любом доступе к Продукту ASTM по собственному усмотрению ASTM.

6. Форматы доставки и услуги.

A. Некоторые продукты ASTM используют стандартный интернет-формат HTML. ASTM оставляет за собой право изменить такой формат с уведомлением Лицензиата за три [3] месяца, хотя ASTM приложит разумные усилия для использования общедоступных форматов. Лицензиат и Авторизованные пользователи несут ответственность за получение за свой счет подходящие подключения к Интернету, веб-браузеры и лицензии на любое необходимое программное обеспечение для просмотра продуктов ASTM.

B. Продукты ASTM также доступны в Adobe Acrobat (PDF) Лицензиату и его Авторизованным пользователям, которые несут единоличную ответственность за установку и настройка соответствующего программного обеспечения Adobe Acrobat Reader.

C. ASTM приложит разумные усилия для обеспечения онлайн-доступа доступны на постоянной основе. Доступность будет зависеть от периодического перерывы и простои для обслуживания сервера, установки или тестирования программного обеспечения, загрузка новых файлов и причины, не зависящие от ASTM. ASTM не гарантирует доступ, и не несет ответственности за ущерб или возврат средств, если Продукт временно недоступен, или если доступ становится медленным или неполным из-за процедур резервного копирования системы, объем трафика, апгрейды, перегрузка запросов к серверам, общие сбои сети или задержки, или любая другая причина, которая может время от времени делать продукт недоступным для Лицензиата или Авторизованных пользователей Лицензиата.

7. Условия и сборы.

A. Срок действия настоящего Соглашения _____________ («Период подписки»). Доступ к Продукту предоставляется только на Период Подписки. Настоящее Соглашение останется в силе после этого для последовательных Периодов подписки при условии, что ежегодная абонентская плата, как таковая, может меняются время от времени, оплачиваются.Лицензиат и/или ASTM имеют право расторгнуть настоящее Соглашение. в конце Периода подписки путем письменного уведомления, направленного не менее чем за 30 дней.

B. Сборы:

8. Проверка.
ASTM имеет право проверять соответствие с настоящим Соглашением, за свой счет и в любое время в ходе обычной деятельности часы. Для этого ASTM привлечет независимого консультанта при соблюдении конфиденциальности. соглашение, для проверки использования Лицензиатом Продукта и/или Документов ASTM. Лицензиат соглашается разрешить доступ к своей информации и компьютерным системам для этой цели. Проверка состоится после уведомления не менее чем за 15 дней, в обычные рабочие часы и в таким образом, чтобы не создавать необоснованного вмешательства в деятельность Лицензиата.Если проверка выявляет нелицензионное или запрещенное использование продуктов или документов ASTM, Лицензиат соглашается возместить ASTM расходы, понесенные при проверке и возмещении ASTM для любого нелицензированного/запрещенного использования. Применяя эту процедуру, ASTM не отказывается от любое из своих прав на обеспечение соблюдения настоящего Соглашения или на защиту своей интеллектуальной собственности путем любым другим способом, разрешенным законом. Лицензиат признает и соглашается с тем, что ASTM может внедрять определенная идентифицирующая или отслеживающая информация в продуктах ASTM, доступных на Портале.

9. Пароли:
Лицензиат должен немедленно уведомить ASTM о любом известном или предполагаемом несанкционированном использовании(ях) своего пароля(ей) или о любом известном или предполагаемом нарушение безопасности, включая утерю, кражу, несанкционированное раскрытие такого пароля или любой несанкционированный доступ или использование Продукта ASTM.Лицензиат несет исключительную ответственность для сохранения конфиденциальности своего пароля (паролей) и для обеспечения авторизованного доступ и использование Продукта ASTM. Личные учетные записи/пароли не могут быть переданы.

10. Отказ от гарантии:
Если не указано иное в настоящем Соглашении, все явные или подразумеваемые условия, заверения и гарантии, включая любые подразумеваемые гарантия товарного состояния, пригодности для определенной цели или ненарушения прав отказываются от ответственности, за исключением случаев, когда такие отказы признаются юридически недействительными.

11. Ограничение ответственности:
В пределах, не запрещенных законом, ни при каких обстоятельствах ASTM не несет ответственности за любые потери, повреждения, потерю данных или за особые, косвенные, косвенные или штрафные убытки, независимо от теории ответственности, возникающие в результате или в связи с использованием продукта ASTM или загрузкой документов ASTM. Ни при каких обстоятельствах ответственность ASTM не будет превышать сумму, уплаченную Лицензиатом по настоящему Лицензионному соглашению.

12. Общие.

A. Расторжение:
Настоящее Соглашение действует до прекращено. Лицензиат может расторгнуть настоящее Соглашение в любое время, уничтожив все копии (на бумажном, цифровом или любом носителе) Документов ASTM и прекращении любого доступа к Продукту ASTM.

B. Применимое право, место проведения и юрисдикция:
Это Соглашение должно толковаться и толковаться в соответствии с законодательством Содружество Пенсильвании.Лицензиат соглашается подчиняться юрисдикции и месту проведения в суды штата и федеральные суды Пенсильвании по любому спору, который может возникнуть в соответствии с настоящим Соглашение. Лицензиат также соглашается отказаться от любых претензий на неприкосновенность, которыми он может обладать.

C. Интеграция:
Настоящее Соглашение представляет собой полное соглашение между Лицензиатом и ASTM в отношении его предмета. Он заменяет все предыдущие или одновременные устные или письменные сообщения, предложения, заверения и гарантии и имеет преимущественную силу над любыми противоречащими или дополнительными условиями любой цитаты, заказа, подтверждения, или другое сообщение между сторонами, относящееся к его предмету в течение срока действия настоящего Соглашения.Никакие изменения настоящего Соглашения не будут иметь обязательной силы, если они не будут в письменной форме и подписан уполномоченным представителем каждой стороны.

D. Назначение:
Лицензиат не может назначать или передавать свои права по настоящему Соглашению без предварительного письменного разрешения ASTM.

E. Налоги.
Лицензиат должен уплатить все применимые налоги, за исключением налогов на чистый доход ASTM, возникающий в результате использования Лицензиатом Продукта ASTM. и/или права, предоставленные по настоящему Соглашению.

Депрессорная присадка для температуры застывания – обзор

Методы предотвращения

При эксплуатации следует избегать образования и накопления парафина, необратимых обычными операционными процедурами. Этого можно достичь, поддерживая температуру масла выше температуры появления парафина, когда система работает.

Температуру появления парафина следует использовать как более высокую из измерений DSC и CPM или CPM высокого давления, если они доступны. В случае высокого содержания микрокристаллического (биоразлагаемого, изоалкана) парафина в масле следует использовать ДСК ВАТ высокого давления вместо СРМ высокого давления.

Технологии, которые можно рассматривать для управления воском и гелями в произведенных жидкостях, включают в себя:

Изоляция

Ингибитор Wax Chemical

POLE POINT Depressant Chemical

Wax Dispert Chemical

Active Flowline Отопление PIP Отопление Среднего циркуляции

Active Flowline Отопление влажной изоляцией EH

Active Flowline нагрев PIP DEH

Активный расходомеренный нагрев PIP The The Pip Tharacing

Инъекция горячей воды от водоносного горизонта, если он доказан в регионе

Тиховка низкого уровня в закрытой линии для предотвращения затвердевания геля

Можно также рассмотреть следующие технологии восстановления.

Сухое дерево проводное сосколение

Wax Solvent Wash Milles

Спиральная трубка для промысла депозита, особенно для Riser

Несколько методов обсуждаются более подробно.

Соскребание парафина с троса

Соскребание парафина с троса в НКТ скважины является широко используемым методом механического удаления парафина.В береговых скважинах используется двигатель с таймером для опускания и подъема каната с помощью резака через лубрикатор. При использовании этого метода в береговых скважинах возникают эксплуатационные проблемы, такие как разрыв троса или заедание резца, которые устраняются бригадой по обслуживанию скважины.

При глубоководной подводной добыче только сухие стволы деревьев подходят для резки парафина с помощью троса. Режущий инструмент на струне, как показано на рис. 5.34, опускается с верхних строений в НКТ и механически удаляет парафиновые отложения. В подводной скважине доступ к скважине значительно сложнее и требует использования буровой установки для капитального ремонта скважин, что делает нерентабельным удаление парафина путем проходки в подводной скважине.

Рис. 5.34. Скребок на тросе, используемый для соскабливания воска из глубоководного сухого колодца.

Соскребание

Соскребание является наиболее распространенным способом удаления парафиновых отложений из сборных трубопроводов и экспортных трубопроводов.

Соскабливание парафина требует тщательного баланса сил, действующих на скребок, чтобы не сломать скребок или не застрять в отложениях парафина в трубопроводе.

Типичные силы, действующие на скребок, включают:

Сила трения скребка о стенку трубы, которая зависит от размера скребка относительно размера трубы.

Усилие, необходимое для отделения воска от стенки трубы, зависит от содержания воска, которое, в свою очередь, зависит от времени. Диффузия молекул нормального парафина в пористое восковое отложение приводит к тому, что отложение со временем затвердевает.

Сила, необходимая для продвижения стружки парафина перед скребком, которая зависит от эффективности скребка при удалении парафина и от перепуска масла скребком сзади вперед, что зависит от размера скребка по отношению к трубе размер.

Сумма этих сил не должна превышать рекомендованного производителем значения, обычно 30–40 psi, иначе скребок может деформироваться и застрять в трубопроводе.

Соскабливание обычно удаляет до 50% парафиновых отложений за один проход. Данные об эффективности удаления парафина соскабливанием были измерены Wang et al. (2001, 2008) для чашечных и дисковых скребков.

Типичная скорость соскабливания составляет от 1 до 3 м/с. Чем быстрее движется скребок, тем сильнее деформируются его режущие поверхности и тем менее эффективно цикл шабрения при удалении парафина.Таким образом, опыт эксплуатации может показать оптимальный баланс между продолжительностью цикла шабрения и количеством воска, удаляемого за цикл. В некоторых случаях скребок соскребает только мягкий слой воска, в то время как состарившийся более твердый нижележащий слой остается позади.

Если трубопровод, по которому парафинистая нефть не очищалась в течение длительного времени (более 6 месяцев), вероятно, количество накопленного парафина слишком велико, чтобы его можно было удалить с помощью одного скребка полного диаметра. В таких случаях постепенное соскабливание реализуется, когда скребки из более мягкого материала (с меньшей твердостью) используются для начального соскабливания парафина, а затем постепенно используются более крупные и твердые скребки для удаления оставшегося парафинового отложения.

Одним из способов избежать отложения парафинов в трубопроводе и уменьшить или исключить необходимость очистки является охлаждение сырой нефти до температуры окружающей среды перед ее отправкой по трубопроводу. Парафин не будет осаждаться на стенке трубы за счет диффузии, поскольку между жидкостью и стенкой трубы нет разницы температур. Однако это требует дополнительного оборудования или длины трубопровода и может быть нерентабельным. Система предварительного охлаждения может включать теплообменник с антипригарными холодными поверхностями, который будет предварительно охлаждать сырую нефть и отправлять все осажденные твердые частицы с потоком.Предыдущие лабораторные испытания показали, что парафин прилипает практически к любому материалу, который может противостоять суровым условиям производственной системы и эрозии, поэтому такой теплообменник предварительного охлаждения пока технически недостижим. Олеофобная антипригарная поверхность, возможно, может быть изготовлена ​​из полиакрилонитрильного полимера, модифицированного оксифторированием для улучшения его защиты от обрастания, возможно, со встроенными наночастицами SiO 2 , или периодически активно нагреваться для расплавления осажденного воска.

Даже если углеводородная жидкость предварительно охлаждена, осажденный парафин все еще может накапливаться в трубопроводе по механизму диспергирования, обсуждаемому Burger et al. (1981). Пример парафина из линии, где основным механизмом осаждения парафина является дисперсия, показан на изображении ниже на рис. 5.35.

Рис. 5.35. 48-дюймовый. скребок диаметром, используемый для очистки парафина в экспортном трубопроводе нефти.

Трубки с вакуумной изоляцией

Трубки с вакуумной изоляцией (VIT) являются эффективным, хотя и дорогостоящим методом снижения теплопередачи в скважине. Поскольку разница температур между горячим маслом и более холодными условиями окружающей среды является основной движущей силой отложения парафина, эффективная изоляция предотвращает отложение парафина.

Трубки с вакуумной изоляцией относительно дороги и стоят более 100 долларов США за фут.

Электрический нагрев

Электрический нагрев использовался для эффективного удаления парафиновых отложений из насосно-компрессорных труб. Несколько исследований показали, что метод внутрискважинного электрообогрева является наиболее рентабельным для наземных применений, если коммерческая стоимость электроэнергии в регионе низка.

В подводных системах используются трубопроводы с активным обогревом EH (электрический обогрев или труба и кабель), DEH (прямой электрический обогрев или труба в трубе) и ETHPIP (труба в трубе с электрическим обогревом) в основном для контроля гидратообразования, но также и для осаждения парафинов. выгоды от активного нагрева.

Сравнительная экономическая оценка методов предотвращения

Соскоб – второй по распространенности метод удаления парафина после изоляции труб. Труба может быть изолирована либо добавлением изоляционного слоя, либо путем заглубления в землю, либо и тем, и другим. Оптимизация частоты скрейпинга — одно из самых прибыльных технологических исследований для оператора. Оправданное сокращение времени простоя при очистке за счет уменьшения частоты очистки при техническом обслуживании приносит оператору существенное время безотказной работы и прибыль.

Ход исследований и обсуждение парафинистых депрессорных присадок для сырой нефти: мини-обзор

Название: Ход исследований и обсуждение парафинистых депрессорных присадок для сырой нефти: мини-обзор

Объем: 13 Выпуск: 4

Автор(ы): Zhengnan Sun, Jing Zhang, Guolin Jing*, Yang Liu and Shuo Liu

Принадлежность:

  • Хэйлунцзян Ключевая лаборатория многофазной обработки нефти и нефтехимии и предотвращения загрязнения, Колледж химии и химического машиностроения, Северо-Восточный нефтяной университет, Дацин, 163318, Китай

Ключевые слова: Воск депрессант, механизмы действия, сокристаллизация, течение поведение, реология.

Abstract: Сырая нефть, эксплуатируемая на нефтяных месторождениях, в основном представляет собой сырую нефть с высоким содержанием парафинов. Парафины выпадать в осадок, кристаллизоваться и образовывать трехмерную сетчатую структуру, когда температура падает ниже температуры появления парафинов (WAT), что снижает текучесть сырой нефти. Это создает огромные проблемы для добычи и транспортировки нефти, а также контроля над затратами. На сегодняшний день добавление химических депрессорных присадок было удобным и экономичным способом. Метод улучшения низкотемпературной текучести сырой нефти.В этой статье рассматриваются виды о депрессорных присадках сырой нефти и механизмах их действия, а также вводит основные методы исследования и прогресс, достигнутый в изучении исполнительных механизмов депрессорные присадки в парафинистой сырой нефти. Наконец, направление развития температуры застывания разведаны депрессанты.